Способ добычи нефти в осложненных условиях
Патент 2237798
Авторы
Классы МПК
Способ добычи нефти в осложненных условиях
Реферат
Способ относится к области добычи нефти и может быть использован для определения оптимального межочистного периода скважинного оборудования и уменьшения эксплуатационных затрат. Способ включает отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода скважинного оборудования (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины. Ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины. Определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины. В момент равенства затрат определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины. Выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины. Затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины. Оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины. МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле. Повышается эффективность добычи нефти в осложненных условиях и уменьшаются эксплуатационные затраты. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти в осложненных условиях для определения оптимального межочистного периода (МОП) скважинного оборудования.
Известен способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости и очистку скважинного оборудования от отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) путем проведения химической обработки (Рагулин В.В. и др. Исследование свойств АСПО и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов. Нефтепром. дело. - №5. - 2001. - С.33-36).
Недостатком способа является большие эксплуатационные затраты, связанные с приобретением химических реагентов.
Известен также способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, очистку скважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых веществ путем проведения термической или химической обработки (Эксплуатация нефтяных газовых скважин: Учебник для техникумов. А.И.Акульшин и др. - М.: Недра. - 1986. - С.197-198).
Недостаток способа заключается в том, что межочистной период определяется без проведения предварительного обследования изменения дебита скважины во времени и учета экономических показателей процесса добычи, что приводит к снижению эффективности добычи и к увеличению эксплуатационных затрат.
Известен способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, очистку скважинного оборудования от асфальтосмолопарафиновых веществ, т.е. депарафинизацию с подъемом запарафиненных и спуском чистых подъемных труб, возбуждение скважины, определение среднесуточного дебита скважины за время одного цикла с учетом потери нефти за время, потребное на депарафинизацию по формуле:
Qcp.=Qt-q/t=Q-q/t,
где Q - фактическая добыча нефти за первые сутки цикла;
t - время цикла;
q - потери нефти за один цикл, который определяется по формуле:
q = qз + qд,
где qз - потери нефти в период запарафинирования;
qд - потери нефти в период депарафинизации и возбуждения скважины.
(Галонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. Теория и практика. М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1955, с.26-29), выбранный в качестве рототипа.
Способ депарафинизации подъемных труб, который не требует остановки скважины, не учитывает потери, связанные с применением, например, агрегатов для прокачки горячей нефти, электродепарафинизации, очистке труб скребками или затраты на химические реагенты, а использование каждого из указанных выше методов требует специфических условий их осуществления, что связано с дополнительными потерями, расходами. Технологические режимы оказывают влияние на МОП, а это свидетельствует о необходимости измерять дебит нефти.
Недостатком является также и то, что в прототипе рассматриваются лишь общие рекомендации выбора межочистного периода, в частности, что нельзя доводить падение добычи до нуля, и что слишком частые обработки (депарафинизация) также экономически невыгодны, но не приводится способ определения - оценки оптимального межочистного периода, нет конкретных рекомендаций. Отсутствуют данные по определению оптимального межочистного периода и нет расчета этой оптимальной величины.
Поставлена задача создать способ добычи нефти в осложненных условиях, который бы обеспечивал максимально возможное увеличение эффективности добычи нефти и уменьшение эксплуатационных затрат.
Технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти в осложненных условиях, включающем отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины, новым является то, что ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины, определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины и в момент их равенства определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины и выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины и оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины, причем МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле:
nопт=З1/(Ц1 с.ж. К1),
где nопт - оптимальное количество дней МОП, сут;
З1 - затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, руб;
Ц1 - цена одной тонны нефти на промысле, руб;
с.ж - среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости, м3/сут;
- плотность нефти, т/м3;
К1 - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости.
При этом среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости определяют по формуле:
c.ж.= ic.ж./n,
где c.ж. - ежедневное уменьшение дебита скважинной жидкости,
n - количество дней, в течение которых измеряют дебит скважинной жидкости контрольного этапа.
Способ реализуется следующим образом. После выполнения очередного ремонта (текущего или капитального) или термообработки скважины ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости. Для этого используют, например, установку “Спутник”. С учетом обводненности и плотности нефти определяют дебит скважины по нефти, т.е. н= с.ж.К1 , где с.ж.. - средний суточный дебит скважиной жидкости, м3 /сут; K1=1–К2 - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости;
К2 - коэффициент обводненности (изменяется от 0 до 0,99).
Сравнивают затраты на термообработку и потери от снижения дебита скважины и в момент их равенства определяют межочистной период. После этого выполняется следующая термообработка скважины и повторно осуществляется сбор информации ( c.ж., н, К2, Ц1) и определяется второй оптимальный межочистной период. В дальнейшем оптимальный межочистной период определяется в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважин.
В пределах одного межочистного периода или контрольного этапа Ц1, K1, K2, и З1, как правило, не изменяются.
Пример. Если затраты на одну термообработку скважины при помощи агрегата депарафинизации АДП З1=10000 руб., цена нефти на промысле Ц1=1000 руб/т, среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости ср=0,1 м3/сут, плотность нефти 0,84 т/м, коэффициент, учитывающий содержание нефти K1=0,8, то первый оптимальный межочистной период равен nопт1=10000/1000 0,1 0,84 0,8=149 сут.
Если на втором контрольном этапе среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости равно 0,13 м3/сут, то nопт2=10000/1000 0,84 0,8=114,5 сут.
Далее по уменьшению дебита в конце первого 1 и второго 2 контрольных этапов определяют оптимальный параметр для выбора последующих термообработок I=( 1+ 2)/2.
Если 1=10,2 м3/сут, а 2=10,33 м3/сут, то 3=(10,2+10,33)/2=10,27 м3/сут, где i=3. При снижении дебита на 10,27 м3/сут, по сравнению с дебитом в начале периода, надо выполнить следующую термообработку. В таблице 2 приведены результаты замеров, проведенные в естественных условиях.
Приведенные результаты свидетельствуют о том, что предлагаемый способ является более эффективным, чем известные, так как добыча нефти увеличивается на 10-15%, а межочистной период увеличивается на 30%.
Таким образом, предложенный способ по результатам измерения параметров добычи нефти позволяет определить допустимое снижение дебита и тем самым - МОП, что способствует к уменьшению эксплуатационных затрат.
Формула изобретения
Способ добычи нефти в осложненных условиях, включающий отбор скважинной жидкости, депарафинизацию, определение дебита скважинной жидкости и определение оптимального количества дней межочистного периода (МОП) на основе, по крайней мере, двух контрольных этапов эксплуатации скважины, отличающийся тем, что ежедневно измеряют дебит скважинной жидкости и ежедневно определяют падение дебита нефти по отношению к дебиту нефти в начале первого контрольного этапа эксплуатации скважины, определяют суммарные потери, связанные со снижением дебита, и затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины и в момент их равенства определяют МОП первого контрольного этапа эксплуатации скважины и выполняют следующую депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, затем выполняют все перечисленные операции на втором контрольном этапе эксплуатации скважины и оптимальное количество дней МОП определяют в момент снижения дебита нефти до усредненной величины в конце первого и второго контрольных этапов эксплуатации скважины, причем МОП каждого контрольного этапа эксплуатации определяют по формуле:
nопт=З1/(Ц1 с.ж К1),
где nопт - оптимальное количество дней МОП, сут.;
З1 - затраты на депарафинизацию термической или химической обработкой скважины, руб.;
Ц1 - цена одной тонны нефти на промысле, руб.;
с.ж - среднее суточное уменьшение дебита скважинной жидкости, м3/сут;
- плотность нефти, т/м3;
К1 - коэффициент, учитывающий содержание нефти в скважинной жидкости.