Система кустовой закачки воды в пласт


 


Владельцы патента RU 2494238:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет исключения замерзания водоводов. Сущность изобретения: система кустовой закачки воды в пласт включает кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин. Согласно изобретению кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах.

Известна система кустовой закачки воды в пласт (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188), включающая кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, которые эксплуатируются при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин.

Наиболее близкой является система кустовой закачки воды в пласт (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17), включающая кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, которые эксплуатируются при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин.

Недостатками этих систем при эксплуатации в отрицательных наружных температурах являются то, что при отключении нагнетательных скважин (аварийные, технологические, плановые остановки) при помощи задвижек блока гребенки и задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин или остановке насоса кустовой насосной станции, происходит:

- замерзание водоводов (образование ледяной пробки) в приустьевой зоне и устья нагнетательных скважин, что приводит к разрушению наземного участка водовода в приустьевой зоне;

- образование ледяной шуги (рыхлых скоплений твердой фазы в воде), которая, уплотняясь, закупоривает водовод и при возобновлении закачки (пуске насоса кустовой насосной станции) приводит к возникновению гидравлических ударов и разрушению водовода в приустьевой зоне или в линейной (подземной) части.

Вследствие этого приходится отогревать водоводы перед пуском, либо ремонтировать их при порывах, что требует дополнительных эксплуатационных затрат. Кроме того, из-за опасности замерзания водоводов ограничивают в условиях отрицательных температур работу кустовых насосных станций, что приводит к падению пластового давления и снижению дебитов нефти на участке добычи.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются исключение замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины и, как следствие, снижение порывности водоводов, соответственно, снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, а также обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур.

Техническая задача решается системой кустовой закачки воды в пласт, включающая кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин.

Новым является то, что кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемыми эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе.

Новым является также то, что таймер выполнен с возможностью генерации при отрицательных наружных температурах сигналов с интервалом и продолжительностью открытия задвижек, исключающими замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования для данного времени года.

Новым является также то, что таймер оснащен датчиком температуры окружающего воздуха и выполнен с возможностью генерации при отрицательных наружных температурах сигналов с интервалом и продолжительностью открытия задвижек, исключающими замерзание данного водовода при данной температуре.

На чертеже представлена технологическая схема системы кустовой закачки воды в пласт.

Схема содержит насос 1 кустовой насосной станции 2, выкидной водовод 3 насоса 1 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 4 с задвижками 5, 6, 7, водоводы 8, 9, 10, задвижки 11, 12, 13, 14, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, установленные на блоке гребенки 4 и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, кустовой контроллер 22 с каналом передачи информации 23 от расходомеров 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 к кустовому контроллеру 22, программируемый интервальный таймер 24, датчик температуры 25, нагнетательные скважины 26, 27, 28, 29. Приустьевые зоны нагнетательных скважин включают участки водоводов 8, 9, 10 в наземной части от задвижек 11, 12, 13, 14 до устья включительно (фонтанная елка) нагнетательных скважин 26, 27, 28, 29.

Схема работает следующим образом. Предлагаемая система кустовой закачки воды в пласт предусматривает закачку воды насосом 1 кустовой насосной станции 2 через выкидной водовод 3 насоса 1 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 4 с задвижками 5, 6, 7, водоводы 8, 9, 10 с задвижками 11, 12, 13, 14, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, в нагнетательные скважины 26, 27, 28, 29 при различных рабочих давлениях. В системе предусмотрены расходомеры 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, установленные на блоке гребенки 4 и/или в приустьевой зоне всех нагнетательных скважин 26, 27, 28 и 29, кустовой контроллер 22 с каналом передачи информации 23 от расходомеров 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 к кустовому контроллеру 22, программируемый интервальный таймер 24, датчик температуры 25.

В условиях отрицательных наружных температур на период остановки (аварийные, технологические, плановые остановки) насоса 1 кустовой насосной станции 2 закрывают задвижки 5, 6, 7 на блоке гребенки 4 и/или задвижки 11, 12, 13, 14, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин 26, 27, 28, 29. Периодическое открытие и закрытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 22, снабженным программируемым интервальным таймером 23, подающим сигналы на открытие или закрытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 с интервалом и продолжительностью открытия, определяемыми эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них (табл.1-4). По промысловым данным выявляется нагнетательная скважина с наименьшей скоростью движения воды в водоводе. При этом интервал времени за каждое открытие задвижки нагнетательной скважины с наименьшей скоростью движения воды в водоводе определяется исходя из замещения количества воды, например, от одного до трех объемов водовода.

В табл.1, 2, 3, 4 представлена информация о времени охлаждения воды различной плотности в черных и металлопластмассовых трубах (водоводах) с наружной изоляцией (в качестве которой используется, например, слой полиуретана) и без наружной изоляции в зависимости от наружной температуры для месторождений ОАО «Татнефть» (Татарстан), полученная эмпирическим путем. Начальная температура воды плюс 5°C, конечная температура воды плюс 1°C.

Таблица 1
Информация о времени охлаждения воды различной плотности в черных трубах без изоляции в зависимости от наружной температуры
Температура окружающего воздуха, °C Труба черная без изоляции
D=89×7 мм D=114×9 мм
ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3 ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3
час:мин час:мин час:мин час:мин
0 3:41 4:04 6:03 6:39
минус 5 1:10 1:17 1:55 2:07
минус 10 0:43 0:47 1:10 1:17
минус 15 0:31 0:34 0:50 0:55
минус 20 0:24 0:26 0:39 0:43
минус 25 0:20 0:22 0:32 0:35
минус 30 0:17 0:18 0:27 0:30
минус 35 0:14 0:16 0:24 0:26
минус 40 0:13 0:14 0:21 0:23
Примечание * - Время охлаждения воды с плюс 5 до плюс 1°C на 1 м водовода
Таблица 2
Информация о времени охлаждения воды в черных трубах различной плотности с изоляцией в зависимости от наружной температуры
Температура окружающего воздуха, °C Труба черная с изоляцией
D=89×7 мм D=114×9 мм
ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3 ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3
час:мин час:мин час:мин час:мин
0 15:37 17:06 25:49 28:16
минус 5 4:57 5:26 8:12 8:58
минус 10 3:01 3:18 4:59 5:27
минус 15 2:10 2:22 3:35 3:55
минус 20 1:41 1:51 2:48 3:04
минус 25 1:23 1:31 2:18 2:31
минус 30 1:11 1:17 1:57 2:08
минус 35 1:01 1:07 1:41 1:51
минус 40 0:54 0:59 1:30 1:38
Примечание * - Время охлаждения воды с плюс 5 до плюс 1°C на 1 м водовода
Таблица 3
Информация о времени охлаждения воды различной плотности в металлопластмассовых трубах (МПТ) без изоляции в зависимости от наружной температуры
Температура окружающего воздуха, °C Труба МПТ без изоляции
D=89×7 мм D=114×9 мм
ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3 ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3
час:мин час:мин час:мин час:мин
0 3:06 3:28 5:18 5:49
минус 5 1:00 1:06 1:41 1:51
минус 10 0:36 0:40 1:01 1:07
минус 15 0:26 0:29 0:44 0:48
минус 20 0:20 0:22 0:34 0:38
минус 25 0:17 0:18 0:28 0:31
минус 30 0:14 0:16 0:24 0:26
минус 35 0:12 0:14 0:21 0:23
минус 40 0:11 0:12 0:18 0:20
Примечание * - Время охлаждения воды с плюс 5 до плюс 1°C на 1 м водовода
Таблица 4
Информация о времени охлаждения воды различной плотности в металлопластмассовых трубах (МПТ) с изоляцией в зависимости от наружной температуры
Температура окружающего воздуха, °C Труба МПТ с изоляцией
D=89×7 мм D=114×9 мм
ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3 ρ=1000 кг/м3 ρ=1100 кг/м3
час:мин час:мин час:мин час:мин
0 12:36 13:47 22:00 24:02
минус 5 3:59 4:23 7:00 7:38
минус 10 2:26 2:39 4:14 4:38
минус 15 1:45 1:55 3:03 3:20
минус 20 1:22 1:30 2:33 2:36
минус 25 1:07 1:14 1:57 2:08
минус 30 0:57 1:02 1:39 1:49
минус 35 0:49 0:54 1:26 1:34
минус 40 0:44 0:48 1:16 1:23
Примечание * - Время охлаждения воды с плюс 5 до плюс 1°C на 1 м водовода

Интервалы времени, через которые интервальный таймер 24 формирует сигналы на открытие и закрытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14, определяются из условий, исключающих замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования (табл.1-4) для данного времени года. Для месторождений Татарстана для зимнего месяца «январь» принята минимальная температура окружающего воздуха - минус 40°C.

При оснащении интервального таймера 24, выполненного с возможностью генерации при отрицательных наружных температурах сигналов на открытие и закрытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14, датчиком температуры окружающего воздуха 25 продолжительность открытия и закрытия задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 принимается из условий, исключающих замерзание данного водовода при данной температуре (табл.1-4).

Пример конкретного выполнения.

К кустовой насосной станции в среднем подключается от 3 до 30 нагнетательных скважин. Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции 2 подключены четыре нагнетательные скважины 26, 27, 28, 29. В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени - 23 часа - в нагнетательные скважины 26, 27, 28, 29 (см. чертеж) необходимо закачать 480 м3 пресной воды (ρ=1000 кг/м3) насосом ГНУ 500-1500. Водоводы 8, 9, 10 выполнены из металлопластмассовых труб 114×9 без изоляции. Температура окружающего воздуха составляет минус 20°C, а минимальная для данного времени года (месяц «декабрь») температура составляет минус 30°C. Предварительно выявлена нагнетательная скважина 26 с наименьшей скоростью движения воды в водоводе 8. При этом интервал времени за каждое открытие задвижки 11 нагнетательной скважины 26 с наименьшей скоростью движения воды в водоводе 8 определяется исходя из замещения количества воды, например, от одного до трех объемов водовода 8 - для данного примера этот интервал времени составляет 6 минут. На остальных нагнетательных скважинах 27, 28, 29 с большей скоростью движения воды в водоводах 9, 10 кратность замещения воды будет больше, чем на нагнетательной скважине 26 с наименьшей скоростью движения воды в водоводе 8, что заведомо лучше с точки зрения теплообмена.

В условиях отрицательных наружных температур для месторождений ОАО «Тат-нефть» (минус 20°C), когда кустовой контроллер 22 не оснащен датчиком температуры 25, при остановке (плановая остановка) насоса 1 кустовой насосной станции 2 продолжительностью 1 час при высоких пиковых нагрузках системы энергоснабжения системы ППД (выполнение программы энергосбережения) закрывают задвижки 5, 6, 7 на блоке гребенки 4 и задвижки 11, 12, 13, 14 в приустьевой зоне нагнетательных скважин 26, 27, 28, 29. Открытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 22, снабженным программируемым интервальным таймером 23, подающим сигналы на открытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 через 24 минуты с продолжительностью открытия 6 минут. Таким образом, интервалы времени в 24 минуты, через которые интервальный таймер 24 формирует сигналы на открытие и закрытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14, определяются из условий, исключающих замерзание данного водовода при минимальной температуре для данного региона и времени года не ниже минус 30°C (табл.3).

Далее процесс открытия и закрытия задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 при остановленном насосе 1 кустовой насосной станции 2 повторяется.

В условиях отрицательных наружных температур для месторождений ОАО «Тат-нефть» (минус 20°C), когда кустовой контроллер 22 оснащен датчиком температуры 25, при остановке (плановая остановка) насоса 1 кустовой насосной станции 2 продолжительностью 1 час при высоких пиковых нагрузках системы энергоснабжения системы ППД (выполнение программы энергосбережения) закрывают задвижки 5, 6, 7 на блоке гребенки 4 и задвижки 11, 12, 13, 14 в приустьевой зоне нагнетательных скважин 26, 27, 28, 29. Открытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 22, снабженным программируемым интервальным таймером 23, выполненным с возможностью генерации при отрицательных наружных температурах сигналов и подающим сигналы на открытие задвижек 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13, 14 через 34 минуты с продолжительностью открытия 6 минут, определяемой из условия наименьшей скорости движения воды в водоводе 8 нагнетательной скважины 26 и замещения количества воды, например, от одного до трех объемов водовода 8, а также исключения замерзания данного водовода 8 при данной температуре - минус 20°C (табл.3).

В табл.5 представлены сравнительные показатели известной (наиболее близкого аналога) и предлагаемой системы закачки воды в пласт.

Таблица 5
Показатель Значения показателей при известной (наиболее близкий аналог)и предлагаемой системе
известная предлагаемая
Закачка воды, тыс. м3/год 175,2 175,2
Стоимость используемого оборудования и материалов, тыс. руб.:
- насосный агрегат, ГНУ 500-1500 2500,0 2500,0
- блок гребенки с задвижками 1500,0 1500,0
- система водоводов L=3500 м, D=114×9 мм 8100,0 8100,0
- задвижка в приустьевой зоне, 4 шт. 200,0 200,0
- расходомеры, 7 шт. 1750,0 1750,0
- кустовой контроллер 110,0 110,0
- интервальный таймер 50,0
- датчик температуры 30,0
Удельная частота порывов на водоводах, шт./км 0,034 0,011
Затраты на обслуживание и ремонт водоводов, тыс. руб./год 410,0 135,0

Из табл.5 видно, что предлагаемая система экономически эффективнее в сравнении с известной системой: при дополнительных затратах 80 тыс.руб. на таймер и датчик ежегодные затраты снижаются на 275 тыс.руб.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы закачки воды в пласт при отрицательных температурах системы поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет исключения замерзания водоводов и образования в них закупорок (в приустьевой зоне и линейной части), а также устья нагнетательных скважин при эксплуатации при отрицательных температурах на период остановки насоса кустовой насосной станции за счет замещения воды в водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины.

1. Система кустовой закачки воды в пласт, включающая кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин, отличающаяся тем, что кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что таймер выполнен с возможностью генерации при отрицательных наружных температурах сигналов с интервалом и продолжительностью открытия задвижек, исключающих замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования для данного времени года.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что таймер оснащен датчиком температуры окружающего воздуха и выполнен с возможностью генерации при отрицательных, наружных температурах сигналов с интервалом и продолжительностью открытия задвижек, исключающих замерзание данного водовода при данной температуре.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи термическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи в трещиновато-поровых коллекторах за счет возможности повышения пластового давления в минимально возможные сроки.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления технологической системой поддержания пластового давления - ППД. Обеспечивает повышение уровня управляемости технологической системы ППД, расширение диапазона регулирования насосами и более маневренные воздействия на пласт, а также уменьшение удельного потребления электроэнергии при необходимости поддержания энергетических параметров насосов в зоне оптимального КПД.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и, в частности, залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин. При этом направленные гидравлические разрывы проводят только в рядах нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят анализ скорости обводнения продукции, по которому строят карты обводненности и определяют конфигурацию фронта вытеснения нефти водой. Причем, в разных нагнетательных скважинах, размещенных в рядах, изменяют объемы закачиваемого вытесняющего агента для обеспечения равномерного фронта высокого давления. Технический результат заключается в возможности оперативного регулирования продвижением фронта вытеснения нефти водой, а также исключении опасности преждевременного обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласт. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт включает пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов. Всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством. Герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки. Межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом. Плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз. Ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство. Устройство для принудительного хода вниз плунжера может быть выполнено в виде соединенных с ним грузов или пневмоаккумулятора. Рабочей полостью пневмоаккумулятора является верхняя часть колонны труб. Технический результат заключается в расширении области применения установки в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повышении надежности работы за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, также в повышении эффективности эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью. Сущность изобретения: способ включает закачку воды в продуктивный пласт с одновременным волновым воздействием. Согласно изобретению при разработке водоплавающих нефтяных залежей добывающими скважинами с горизонтальными стволами, пересекающими определенно ориентированные вертикальные плоскости трещиноватости, нагнетательные горизонтальные скважины располагают на уровне водонефтяного контакта - ВНК или ниже его в водоносной части пласта. При этом горизонтальные стволы нагнетательных скважин пересекают те же плоскости вертикальной трещиноватости, что и добывающие скважины. В добывающих скважинах в интервалах трещиноватости устанавливают временные перекрыватели или регуляторы фильтрации жидкости, а в нагнетательных скважинах, перфорированных в интервалах трещиноватости, устанавливают излучатели волн в этих интервалах. С помощью волнового воздействия обеспечивают равномерный подъем ВНК с вытеснением нефти к горизонтальным стволам добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах. Обеспечивает снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт водоводов при опасности их замерзания и образования в них закупорок. Сущность группы изобретений: изобретения включают закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции. В период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость. Объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин. Устройство включает кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры. При этом приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматурой, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии в приемный водовод или технологическую емкость, а также - для перекрытия байпасной линии при включении кустовой насосной станции. При этом расходомер сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе. Сущность изобретения: способ включает установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти. Обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси. Воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Обеспечивает повышение надежности работы систем обустройства за счет закачки пара, вырабатываемого из попутно добываемой воды, в пласт; частичного разрушения эмульсии в системе нефтесбора за счет ранней подачи деэмульгатора в продукцию скважин; выработки водяного пара из попутно добываемой воды за счет ее глубокой очистки от вредных примесей - нефти, сероводорода, кислорода, солей жесткости. Сущность изобретений: по 1 варианту система включает источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин с установкой подготовки нефти, оснащенной трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с очистными сооружениями, которые через трубопровод очищенной воды, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, сообщены с нагнетательными скважинами. Трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора, очистные сооружения снабжены трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа, и вторым трубопроводом очищенной воды, соединенным с блоком водоподготовки для подачи попутно добываемой воды на глубокую очистку, при объемах добычи нефти более 10% от проектного максимального объема добычи нефти с отключением трубопровода очищенной воды. Причем блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки для обеспечения парогенератора необходимым объемом воды, а также с кустовой насосной станцией через трубопровод рассола и через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами. По 2 варианту добывающие скважины соединены через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти, увеличение нефтеизвлечения, повышение темпа отбора, увеличение охвата воздействием по площади и вертикали. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Спускают в нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями. Закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает снижение материальных затрат и увеличение коэффициента извлечения нефти за счет изоляции водопритоков из обводнившихся участков пласта, а также упрощение выделения участков куполообразных поднятий. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, добычу нефти через добывающие скважины, исследование и выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, закачку водоизолирующего состава в скважины, использование остальных скважин, расположенных в непосредственной близости от куполообразного поднятия, связанных гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившихся в процессе добычи, в качестве нагнетательных, в которые закачивают рабочий агент. Согласно изобретению исследование и выделение участков проводят с помощью термометрии и определения замкнутых зон с максимальной температурой 30-38°С, соответствующих куполообразным поднятиям. Закачку водоизолирующего состава производят в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившиеся, задавливая в пласт для частичной изоляции водопритока в куполообразные поднятия из обводнившихся зон пласта. Из этих скважин проводят боковые или горизонтальные стволы для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий с последующим использованием скважин с этими стволами как добывающих. 1 пр., 2 ил.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам. Обеспечивает повышение эффективности разработки подстилающих нефтяных оторочек в сложнопостроенных карбонатных коллекторах за счет сокращения прорывов газа и воды по системе трещин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Согласно изобретению на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве - главные направления проницаемости. Как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных. При этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня газонефтяного контакта - ГНК. Нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах. Нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии. В периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины. Продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления. 5 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности добычи остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Среди добывающих скважин выбирают наиболее продуктивную скважину. В этой скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность. При достижении предельного значения весовой обводненности и с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме. Вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины. При этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси. При достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.
Наверх