Способ поддержания пластового давления нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи нефти. Способ включает добычу продукции из газовой скважины с аномально высоким давлением, пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт. Продукцию подают посредством фонтанной арматуры крестового типа в установку подготовки газа. Подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины для системы поддержания пластового давления. Нагнетательная скважина входит в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовском нефтяном горизонте. При этом проводят дальнейшую подготовку невостребованной части продукции газовой скважины. Для этого продукцию направляют в низкотемпературный сепаратор и теплообменник. После чего продукция поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней. 4 ил.

 

Заявленное изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа, а так же поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта нефтепромысла. Способ может быть использован при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных залежей, требующих поддержания пластового давления, а также скважин, эксплуатируемых в труднодоступных условиях.

Из уровня техники известен способ поддержания пластового давления, включающий применение насосов кустовой насосной станции, блока напорных гребенок с расходомерами и регулирующими вентилями, водоводы, соединяющие коллектор блока напорных гребенок как с отдельными нагнетательными скважинами различной приемистости, так и с нагнетательными скважинами, сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды [Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: учеб. пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - 232 с.].

Недостатками известного способа являются необходимость строительства насосной станции, сложной системы подготовки пластовой жидкости, что требует дополнительных энергозатрат на обслуживание системы подготовки пластовой жидкости и работу насосного оборудования. Кроме того способ исключает возможность его использования для поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления [RU 2070277, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.12.1996]. Способ включает в себя подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами.

Недостатком известного способа является его относительно низкая эффективность, обусловленная тем, что для его осуществления требуется, как правило, несколько газозаборных скважин.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности добычи нефти, за счет поддержания давления в нефтенасыщенном пласте.

Указанная задача решена тем, что для осуществления способа используют газовую скважину, пробуренную на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующуюся аномально высоким пластовым давлением, продукцию скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа подают на подготовку в установку подготовки газа, а подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины, входящей в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовский нефтяной горизонт, и служит рабочим агентом для нагнетания в пласт для системы поддержания пластового давления. При этом невостребованная часть продукции газовой скважины проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе и теплообменнике и поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней.

Положительный результат от применения раскрытого выше технического решения при эксплуатации куста скважин состоит в повышении эффективности добычи нефти при одновременном снижении энергозатрат на осуществление способа, за счет применения газовой скважины, пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующейся аномально высоким пластовым давлением и, как следствие, высоким устьевым давлением, а также системы бескомпрессорного газлифта.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана принципиальная схема системы поддержания пластового давления нефтяных скважин; на фиг. 2 - схема обвязки газовой скважины; фиг. 3 - схема установки подготовки газа; фиг. 4 - схема обвязки нагнетательной скважины.

Осуществление способа показано на примере системы поддержания пластового давления нефтяных скважин пласта

Система состоит из газовой скважины 1 предварительно пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующаяся аномально высоким пластовым давлением. Продукция скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа 2 поступает на подготовку в установку подготовки газа (УПГ) 3. Подготовленный во входном сепараторе 4 установки подготовки газа 3 газ поступает в пласт через фонтанную арматуру 5 нагнетательной скважины 6. Часть продукции газовой скважины 1 проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе 7 и теплообменнике 8 и поступает в систему газлифтного газа нефтепромысла. Жидкость, выделившаяся в процессе подготовки в установке подготовки газа 3 продукции газовой скважины 1 поступает в буферную емкость 9, после которой попадает в нефтесборную систему промысла.

Заявленное изобретение осуществляют следующим образом.

Продукция газовой скважины 1, на устье которой установлена фонтанная арматура крестового типа 2, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления пластового газа, поступает по одному боковому отводу фонтанной арматуры в выкидной трубопровод и далее на установку подготовки газа 3. На выкидном трубопроводе установлена следующая арматура:

• фланцевая пара 10, предназначенная для демонтажа арматуры перед проведением капитального ремонта;

• клапан-отсекатель 11, предназначенный для автоматического отключения скважины в случае порыва трубопровода выкидной линии или превышения давления газа в трубопроводе его критического значения;

• задвижка с электроприводом и с дистанционным управлением 12, предназначенная для отключения скважины при повышении давления;

• регулятор давления с электроприводом, снабженный блоком дистанционного управления 13, предназначенный для регулирования давления газа выкидной линии газовой скважины.

Для обеспечения высокой надежности эксплуатации в обвязке устья скважины предусмотрены продувочная и задавочная линии 14. Продувка скважины при выводе на режим и проведении ремонтных работ осуществляется по факельному газопроводу на горизонтальный факел. Продукция газовой скважины, поступающая на технологическую площадку подготовки газа, обеспечивает работу системы поддержания пластового давления (ППД) и газлифтной системы нефтепромысла.

Выкидной трубопровод подключен к установке подготовки газа 3, при этом на входном трубопроводе установлена арматура, включающая в себя первый шаровой кран с электроприводом 15, предназначенный для автоматического отключения подачи газа от скважины на УПГ и второй шаровой кран с электроприводом 16, предназначенный для автоматического направления газа на факел при плановых остановах или в аварийных ситуациях.

От внутриплощадочных сетей технологической площадки газ поступает во входной сепаратор 4, предназначенный для отделения от газа капель влаги и механических примесей. Жидкость, выделившаяся во входном сепараторе, поступает в буферную емкость 9. После входного сепаратора часть газа направляется в нагнетательную скважину 6 для поддержания пластового давления. Оставшаяся часть газа поступает на дальнейшую подготовку для нужд бескомпрессорной газлифтной системы в теплообменник 8. После охлаждения в теплообменнике через регулятор давления 17, на котором давление газа снижается до давления равного давлению в газлифтной системе, газ поступает в низкотемпературный сепаратор 7.

Выделившаяся в низкотемпературном сепараторе 7 жидкость поступает на подогрев в теплообменник 8 и далее в буферную емкость 9. Газ из низкотемпературного сепаратора 7 поступает через теплообменник 8 на узел замера и редуцирования 18, после чего попадает в газлифтную систему нефтепромысла. Жидкость из буферной емкости 9 поступает в систему нефтесборных коллекторов нефтепромысла.

Газ для системы поддержания пластового давления от входного сепаратора 4 поступает в нагнетательную скважину 6, на устье которой установлена фонтанная арматура 5, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления закачиваемого газа. Подача газа в нагнетательную скважину 6 осуществляется посредством насосно-компрессорных труб скважины. Для задавки скважины предусматривается подача задавочной жидкости по задавочной линии 19 в затрубное пространство. Сброс давления газа из нагнетательной скважины происходит обратным ходом по трубопроводу закачки газа 20.

Таким образом, раскрытый в настоящей заявке способ поддержания пластового давления нефтяной скважины с помощью системы ППД, обладающей высокой технологичностью, достигаемой за счет простой конструкции и применения взаимозаменяемых и легкодоступных материалов, приборов и оснастки, позволяет при минимальных капитальных вложениях обеспечить поддержание давления в системе бескомпрессорного газлифта нагнетательной скважины.

Разработанный способ позволяет не только производить эффективную эксплуатацию скважин, но и проводить их исследования, с целью определения оптимального расхода газа для системы поддержания пластового давления.

Способ поддержания пластового давления нефтяной скважины, характеризующийся тем, что для осуществления способа используют газовую скважину, пробуренную на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующуюся аномально высоким пластовым давлением, продукцию скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа подают на подготовку в установку подготовки газа, а подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины, входящей в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовский нефтяной горизонт, и служит рабочим агентом для нагнетания в пласт для системы поддержания пластового давления; при этом невостребованная часть продукции газовой скважины проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе и теплообменнике и поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу верификации модели скважины, который содержит этапы: получение сохраненных скважинных данных существующей скважины, формирование модели на основе полученных скважинных данных, погружение инструмента для выполнения рабочей задачи в существующую скважину, причем инструмент выполнен с возможностью измерять текущие характеристики скважины при погружении, получение от инструмента данных инструмента, соответствующих измеренным в текущее время характеристикам скважины, при этом указанные данные инструмента представляют свойства скважины, имеющие отношение к эксплуатации скважины и производительности инструмента, и выполнение проверки подтверждения путем сравнения скважинных данных модели с данными инструмента.

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использована при добыче углеводородов из скважин при интенсивном притоке в скважину воды с песком.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно водогазонефтяных эмульсий, и касается конструкции скважинных насосных установок.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу контроля разработки месторождений высоковязкой нефти путем количественной оценки плотности запасов в обводненном пласте с учетом влияния реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для регулирования добычи флюида при эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтяных и водозаборных скважин в интервале продуктивного пласта. Устройство включает выполненные из немагнитного материала каркас с отверстиями и кольцевыми постоянными магнитами, установленными на расстоянии друг от друга, фильтровую рубашку в виде автономных секций с обмоткой, прокладочными элементами в виде опорных стержней и соединительных элементов.

Группа изобретений относится к устройствам передачи крутящего момента без механического контакта между ведущим и ведомым ротором, в частности к узлам передачи крутящего момента с магнитной муфтой в погружных нефтедобывающих установках.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к погружным насосным установкам с приводом от герметичного погружного электродвигателя для перекачивания скважинной жидкости.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком с втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта. Также данный способ включает закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при непосаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой. Для импульсной закачки жидкости поднятием колонны труб устанавливают устройство для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта и производят посадку пакера. Затем перемещают втулку вниз относительно перфорированного патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка. Избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором. Далее выполняют технологическую выдержку для реагирования и извлечения продуктов реакции свабированием. Новым является то, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется перемещением гильзы вниз до упора в стопорное кольцо этого патрубка. Гильза установлена между патрубком и втулкой и зафиксирована на патрубке и на втулке срезными винтами. При этом прочность на срез срезного винта, фиксирующего гильзу на патрубке, выбрана меньше прочности на срез такого винта, фиксирующего гильзу на втулке. Втулку перемещают вниз до выхода из полости гильзы созданием гидравлического давления в колонне труб после сброса в колонну труб шарика. Шарик закрывает отверстие втулки. С нижнего торца втулки выполнены радиальные пазы для прохода 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из полости гильзы в устройство для импульсной закачки жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтяных, газовых и водозаборных скважин в интервале продуктивного пласта. Устройство включает выполненные из немагнитного материала каркас с отверстиями и кольцевыми постоянными магнитами, установленными на расстоянии друг от друга, фильтровую рубашку в виде автономных секций с обмоткой, прокладочными элементами в виде опорных стержней и соединительных элементов. Обмотка фильтровой рубашки образована внутренним и внешним слоями в виде немагнитного капронового шнура трапецеидального или волнового профиля. Внутренний слой обмотки образован витками, расположенными на расстоянии друг от друга. Внешний слой обмотки образован витками, плотно расположенными друг к другу, или в виде синтетической тканевой сетки. Соединительные элементы выполнены в виде верхнего и нижнего переводников. Верхний переводник выполнен как лево-правый, в нижней части фильтра расположен отстойник, соединенный с нижним переводником и промывочным клапаном. Фильтр снабжен несущим немагнитным стержнем, расположенным внутри и соосно с перфорированным каркасом. На несущем немагнитном стержне размещены кольцевые постоянные магниты, между которыми расположены проставки из немагнитного материала. Повышается качество фильтрации, предотвращается закупорка фильтрующих элементов. 1 ил.

Изобретение относится к погружному оборудованию, а именно к скважинным фильтрам, у которых проницаемость и пропускная способность понижаются при появлении пластовой воды в добываемых углеводородах. Устройство содержит опорную трубу с перфорациями, многослойный фильтроэлемент из пенометалла и защитный перфорированный кожух. Слои пенометалла расположены в порядке уменьшения их размера ячейки снаружи внутрь до слоя, охватывающего перфорированную трубу. Этот слой выполнен с наибольшим по сравнению с остальными слоями размером ячейки и покрыт полимером, разбухающим при контакте с водой. Повышается эффективность добычи углеводородов, поскольку исключается подъем из скважины на поверхность нежелательной воды. 3 ил.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников. Изолированный электрический проводник (MI кабель) содержит внутренний электрический проводник, электрический изолятор, по меньшей мере частично окружающий электрический проводник, и наружный электрический проводник, по меньшей мере частично окружающий электрический изолятор. Изолированный электрический проводник имеет практически непрерывную длину по меньшей мере приблизительно 100 м. Изолированный электрический проводник на всей указанной практически непрерывной длине по меньшей мере приблизительно 100 м имеет напряжение начала пробоя, по меньшей мере равное приблизительно 60 В на 1 мил толщины электрического изолятора (около 2400 В на 1 мм толщины электрического изолятора) приблизительно при 1300°F (около 700°С) и приблизительно 60 Гц. Изолированный электрический проводник выполнен с возможностью сворачивания в спираль с радиусом приблизительно в 100 раз больше, чем диаметр изолированного электрического проводника. Наружный электрический проводник имеет предел текучести, на основе 0,2% смещения, приблизительно 700 МПа. 13 з.п. ф-лы, 21 ил.

Группа изобретений относится к области погружных насосных установок возвратно-поступательного действия для добычи пластовых жидкостей преимущественно в нефтедобыче и, в частности, к защите установок от динамических нагрузок, возникающих при внештатных режимах работы. Технический результат - снижение динамических нагрузок на элементы конструкции линейного вентильного электродвигателя, увеличение межремонтных сроков и общего срока службы погружной насосной установки. По способу предусматривают компенсацию динамических нагрузок по меньшей мере в одной из крайних точек хода его подвижной части. Для этого по меньшей мере в одной из крайних точек хода подвижной части линейного вентильного электродвигателя устанавливают по меньшей мере одно гидромеханическое устройство компенсации динамической нагрузки. Это устройство включает цилиндрическую полость с перепускными отверстиями, подвижный полый поршень и ответный опорный элемент. В качестве рабочей жидкости для устройства используют жидкость из окружающей среды насосной установки. При этом давление, создаваемое рабочей жидкостью в цилиндрической полости гидромеханического устройства, устанавливают с учетом значений расчетных характеристик пружинного элемента, установленного между подвижным полым поршнем и ответным опорным элементом. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов. Способ заключается в кратковременном откачивании нефти из одного и более нефтеносных горизонтов скважины одновременно с накапливанием ее на других горизонтах многопластовой скважины, разобщенных пакерами, и чередовании кратковременного откачивания нефти из нефтеносных горизонтов периодическим переключением открытия их на закрытие и наоборот электроприводными затворами по мере накапливания нефти в скважине при непрерывной работе частотно-регулируемого электроприводного насоса с регулированием производительности в соответствии с дебитом нефтеносных горизонтов и давлением в скважине, определяемых датчиками контрольно-измерительных приборов. Продолжительность кратковременного откачивания накопленной нефти из одних горизонтов интегрируют с длительностью накопления нефти на других нефтеносных горизонтах, составляющей не более 0,95 продолжительности кратковременного откачивания, до давления, определяющего объем накопленной нефти, превышающий минимальный уровень заполнения колонны лифтовых труб, путем изменения частоты вращения электропривода насоса до КПД не менее 0,9 его максимального значения. Технический результат заключается в повышении производительности и надежности эксплуатации многопластовых скважин, особенно с малодебитными нефтеносными горизонтами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи нефти. Способ включает добычу продукции из газовой скважины с аномально высоким давлением, пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт. Продукцию подают посредством фонтанной арматуры крестового типа в установку подготовки газа. Подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины для системы поддержания пластового давления. Нагнетательная скважина входит в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовском нефтяном горизонте. При этом проводят дальнейшую подготовку невостребованной части продукции газовой скважины. Для этого продукцию направляют в низкотемпературный сепаратор и теплообменник. После чего продукция поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней. 4 ил.

Наверх