Способ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ1756 СПУ БЛИК 19 51)5 Е 21 В 43/00 ОСУДАРСТВЕННЪЙ КОМИТЕТ О ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЦТИПРИ ГКНТ СССР. ПИСАНИЕ ИЗОБ ТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВ(21) 4824737/03(57) Изобретение относйтся к нефтяной про- (22) 14,05.90 мышленности и может быть использовано (46) 23.08,92. Бюл. М 31 при эксплуатации нефтяйых скважин, Изо- (75) С,Д,Цейтлин, А.С,Кашик и В.М,Ильинский бретение позволяет повысить нефтеотдачу 56) Авторское свидетельство СССР пласта, содержащего нефть с высоким газо- М. 1070992, кл. Е 21 В 43 УОО, 1982.содержанием, засчет более рациональногоЦейтлин С.Д, и др, Математическая мо- использования энергии сжатого пластового дель гидродинамических испытаний нео- газа, Для этого регулирование работы фонднородных пластов с учетом течения танной нефтяной скважины осуществляют двухфазного флюида в скважине и штуцере, путем увеличения давления газожидкостТезисы докладов на И 1 Всесоюзном семина- ной смеси на.входе в сборный трубопровод ре "Современные проблемы теории фильт-. и одновременного измерения-дебита нефти рации", - М., 1989. и йри достижении макСимума дебита фикси- (54) СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАН- : руют давление, соответствующее оптималь- НОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ ному режиму зксйлуатации скважины,зштмесь Изобретение относится к нефтяной про-. мышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных скважин.Известен способ управления работой лифта в фонтанных нефтяных скважинах с помощью изменения гидросопротивлений на входе скважины путем изменения диаметра проходных отверстий штуцеров.Использование указанного способа целесообразно лишь тогда, когда либо газовый фактор добываемой нефти очень мал, либо когда давление во всех элементах рассматриваемой системы штуцер - скважина - пласт выше давления насыщения попутного газа. Однако таких условий на практике практически не существует, так как, во-первых, почти всегда попутный нефтяной газ содержит значительное количество метана, давление насыщения которого очень высокое, а во-вторых, давление за штуцером (давление в сборном трубопроводе) и чаще всего и перед ним, как правило, ниже давления насыщения, То есть чере уцер обыч-но протекает двухфазная с с высокимгазовым фактором,Известен способ оптимальной эксплуатации нефтяных фонтанных скважин путемизменения гидросопротивления штуцера насборном трубопроводе в зависимости от газового фактора, Оптимальный режим рабо. ты фонтанной скважины в нем определяетсяпо максимальной частоте пульсаций в двухфазном йотоке за штуцером,-К недостаткам этого способа следует отнести снижение нефтеотдачи пласта, так какоптимальный режим, соответствующий минимуму газосодержания вьходного потока,не всегда можно определить измерениемчастоты пульсаций в нем, поскольку она зависит не только от газосодержания потока,а также от целого ряда других геометричееских и физических параметров системы штуцер - скважина - пласт,Известно,что при движении двухфазной смеси через штуцер возникает рядсложных физических явлений, приводящих,к нелинейности регулировочных характеристик этого узла и, как следствие этого, неоднозначности распределения давления всистеме штуцер - скважина (НКТ) - пластпри изменении давления на входе в сборный трубопровод.В пласте, содержащем газонасыщенную нефть придостижении в части пластадавления ниже давления насыщения, изнефти начинает выделяться газ, которыйуменьшает проницаемость соответствующей части коллектора по нефти. При снижении забойного давления (Рзм) сначаладебит нефти из пласта увеличивается (ОфКр (Рп - Рзаб); Рпл пластовое первоначальное давление), а затем, когда забойноедавление становится ниже давления насыщения, в прискважинном слое пласта начинает выделяться газ, который препятствуетфильтрации нефти и дебит нефти начинаетпадать, т,е, зависимость дебита нефти изпласта от величины забойного давленляимеет максимум, а следовательно, есть оптимальное значение забойного давления,Аналогичную характеристику имеет зависимость пропускной способности газожидкостного потока для НКТ, Сувеличением потока газа (О,) в трубах количество нефти (О,), проходящее через НКТ,сначала возрастает, а затем, в связи с увеличением сил трения в трубе, а также из-заувеличения обьемного газосодержания потока, начинает падать, т,е. существует оптимальный режим,И, наконец, рассмотрение пропускнойспособности штуцера при течении в немгазожидкостного потока также показываетналичие максимума в зависимости обьемапроходящей через штуцер нефти от напорадавления на нем,Целью изобретения является .повышение нефтеотдачи пласта,. Поставленная цель достигается тем, чтов способе эксплуатации фонтанной нефтяной скважины, включающем регулированиережима работы скважины путем изменениягидросопротивления на сборном трубопроводе, регулирование осуществляют путемувеличения давления газожидкостной смеси на входе в сборный трубопровод и одновременного измерения дебита нефти и подостижению максимума дебита фиксируютдавление, соответствующее оптимальномурежиму эксплуатации скважины.Для реализации способа необходимоосуществить следующую последовательность операциий. Установить (например, с помощью дополнительного штуцера с дистанционным управлением ШРУМ) давлениев сборном трубопроводе равным Р 2 = 3кг/см и измерить значение дебита нефти5 Он (например, с помощью автоматическойзамерной установки - АГЗУ). Изменить давление на входе в сборную сеть до Р 2 = 6кг/см и измерить соответствующий Он. Да 2лее ступенчато повышать значение Р 2 на10 несколько атмосфер и измерять соответствующие значения Он до тех пор, пока О неначнет уменьшаться. Выбрать за оптимальное значение давления в сборном трубопроводе значение Рг на предыдущем шаге.15 Таким образом находим оптимальный режим работы фонтанной нефтяной скважины,Пример осуществления способа по математической модели системы штуцер -20 скважина - пласт, учитывающий течение газокидкбстной смеси в НКТ и штуцере. Вкачестве пласта при этом принимается пачка трех пластов мощностью Н 1 = 4 м; Н 2 ==1 м; Нз = 5 м, коллекторские свойства кото 25 рых следующие: коэффициенты проницаемости К 1=2 10 м; К 2=10 м,Кз=К 1,пористость гп 1 = п 12 = п 1 з = О,З; скимаемость.пласта С 1 = Сг = Сз = 10 МПэ; вязкостьнефти,и = 2 10 Пэ с. Глубина скважины-гЗО=. 2900 м; диаметр НКТ 0 = 0,063 м; массовое газосодержание тр= 0/(Ог + Он) = 0,2;плотность нефти р = 800 кг/м; плотностьгаза рг 0= 2 кг/м; диаметр штуцера бшт =.=10 мм; Рпл =23 МПа.35 Течение в НКТ и штуцере предполагается гомогенным. Численное решение проводилось по специально созданномуалгоритму, реализованному в виде программдля ЭВМ ЕС. На рис. приведены неко 40 торые результаты решения задач в виде зависимости дебита нефти (О); забойного(Рз;б) и буферного давления (Р 1) от давленияв сборном трубопроводе (Р 2). Из графикаотчетливо видно, что максимальное значе 45 ние дебита Он достигается при Р 2 = 3,5 МПа,При этой забойное и буферное давлениямлнимальные Рзаб = 20,4 МПа; Р 1 = 6,3 МПа;Ус= (Р 2/Р 1) 0,6.Экономический эффект при реализации50 способа создается за счет увеличения выхода продукции фонтанирующих скважин иуменьшейия расходов при доставке конечного продукта до пункта сбора за счет болеерационального использованля энергии пла 55 ста,Формула изобретенияСпособ эксплуатации фонтанной нефтяной скважины, включающий регулированиережима работы скважины путем изменения1756542 Составитель А. СимецкаяТехред М.Моргентал Корректор О. Юрковецкая Редактор О. Хрипта Заказ 3071 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101 гидросопротивления на сборном трубопроводе, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта, регулирование осуществляют путем увеличения давления гидрожидкостной смеси на входе в сборный трубопровод и одновременного измерения дебита нефти и по достижении максимума дебита фиксируют давление, соответствующееоптимальному режиму 5 эксплуатации скважины,