Установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт


 


Владельцы патента RU 2500883:

Открытое акционерное общество "Акционерная компания ОЗНА" (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси. Сущность изобретения: установка включает центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, расположенными в верхней части, линиями отбора и нагнетания жидкости, расположенными в нижних частях и сообщенными с выкидом и приемом насоса через симметрично расположенные высоконапорные и низконапорные краны. Согласно изобретению на входной линии для воды параллельно основному центробежному насосу размещен дополнительный насос, напорная сторона которого сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. На линии входа жидкости в эжектор последовательно расположены регулирующий клапан и дроссель. Запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель. 1 ил.

 

Установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления (ППД).

Для закачки водогазовой смеси в пласт известны бустерные насосы, представляющие собой поршневые насосы с дополнительными камерами, позволяющими всасывать и нагнетать газовую фазу создаваемым «жидким» поршнем /1, 2/. Бустерные насосы имеют малую производительность и низкий коэффициент полезного действия, отличаются высокой энерго и металлоемкостью.

Наиболее близкой к предлагаемому решению является установка для перекачивания газожидкостной смеси /3/. Она включает в себя две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в напорную линию. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в напорную линию. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. В этой связи в качестве перекачивающего органа может быть использован центробежный насос, который при попадании в жидкость газа срывает свою работу. Устройство позволяет перекачивать не только газожидкостную смесь, но и газ. Недостатком устройства является низкая эффективность нагнетания газожидкостной смеси или газа при малых давлениях их входа в емкости. При низких давлениях на входе и высоких давлениях в напорной линии возникают значительные потери хода «жидкого» поршня в емкостях из-за необходимости сжатия газовой фазы от низкой до высокой величины давления. С ростом давления на входе в емкости потери хода «жидкого» поршня уменьшаются и эффективность работы устройства возрастает.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности нагнетания газжидкостной смеси путем увеличения давления газа на входе в емкости установки.

Поставленная цель достигается тем, что в известном устройстве, включающем центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, расположенными в верхней части, линиями отбора и нагнетания жидкости, расположенными в нижних частях и сообщенными с выкидом и приемом насоса через симметрично расположенные высоконапорные и низконапорные краны, на входной линии для воды параллельно основному центробежному насосу размещен дополнительный насос, напорная сторона которого сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей, на линии входа жидкости в эжектор последовательно расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.

На фиг. показана схема предлагаемого устройства. Оно включает линии 1 и 2 для поступления воды и газа, входные краны 3 и 4, манометры 5 и 6, счетчики расходов воды и газа 7 и 8, обратные клапаны 9 и 10. На линии приема воды 1 установлены насосы 11 и 12 с напорными задвижками 13 и 14. Выкид насоса 12 через параллельно расположенные трехходовые краны (распределители золотникового типа) 15 и 16 сообщен с нижними частями емкостей 17 и 18. Вторые входы трехходовых кранов 15 и 16 через дроссель 19 сообщены с приемной линией 1 для воды, т.е. с приемами насосов 11 и 12.

В нижних частях емкостей 17 и 18 установлены датчики 20 и 21 нижнего положения уровня воды в емкостях 17 и 18. Выкидная линия насоса 11 сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора 22 через последовательно расположенные регулирующий клапан 23 и дроссель 24. Приемная камера эжектора 22 через обратный клапан 10 сообщена с линией 2 поступления газа, а выкид эжектора через обратные клапаны 25 и 26 сообщен с верхними частями емкостей 17 и 18. Верхние части емкостей 17 и 18 также через обратные клапаны сообщены с напорной линией 29 закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт. На этой же линии установлен манометр 30 контроля давления закачки. На напорной линии емкостей установлен манометр 31 контроля давления.

Работа установки состоит в следующем. На фиг. показан цикл нагнетания газа, а затем и воды в систему ППД из емкости 17. В этом цикле вода из нижней части емкости 18 через трехходовой кран 16, дроссель 19 поступает на прием насоса 12 и закачивается в нижнюю часть емкости 17 через трехходовой кран 15 для вытеснения газа через обратный клапан 27 в напорную линию системы ППД. Одновременно из линии поступления воды 1 насосом 11 будет отбираться некоторое количество воды и подаваться в эжектор 22 через клапан 23 и дроссель 24. Количество подаваемой в эжектор устанавливается соответствующим положением запорного органа дросселя 24. Вода, попадая в сопло эжектора, всасывает газ из линии 2 и нагнетает его через обратный клапан 26 в емкость 18. Таким образом осуществляется повышение давления поступающего в емкость газа.

В период закачки газа может изменяться давление в емкости 18. При изменении перепада давления, действующего на запорный орган клапана 23, происходит изменение его положения, а так же расхода воды через него. К примеру при возрастании давления на выкиде эжектора происходит дополнительное открытие проходного сечения клапана 23, позволяющее увеличить расход воды через эжектор 22. В противном случае расход воды через клапан 23 снижается.

После того как уровень воды в емкости 18 снизится до минимальной величины датчик уровня 21 передает сигнал на подключение трехходовых кранов 16 и 15. При этом вода из емкости 17 через другой проходной канал трехходового крана 15 и дроссель 19 будет поступать на прием насоса 12 и далее через переключенный канал крана 16 будет нагнетаться в емкость 18. В этот период водогазовая смесь из эжектора 22 будет нагнетаться уже в емкость 17 через обратный клапан 25.

Достигнув верхнего уровня в емкости 18, вода будет продолжать нагнетаться в напорную линию системы ППД через обратный клапан 28. Период закачки воды в систему ППД из емкости 18 после того, как газовая фаза вытиснится из нее, определяется количеством воды, поступающей в линию 1. Установка на приемной линии насоса 12 дросселя 19 позволяет поднимать давление нагнетания газа в емкостях 17 и 18 до заданной величины, при которой потеря хода «жидкого» поршня на сжатие газа для его вытеснения в напорную линию ППД будет оптимальной из технико-экономических соображений. Таким образом, давление до дросселя 19 будет значительно больше давления на приеме насосов 11 и 12. После того как уровень воды в емкости 17 достигнет минимально возможного положения, датчик уровня 20 подает сигнал на переключение трехходовых кранов 15 и 16 и начнется перекачка воды в обратном направлении из емкости 18 в емкость 17 и т.д.

Переключение эжектора 22 на закачку водогазовой смеси в емкости 17 или 18 происходит автоматически при переключении кранов 15 или 16, т.е. сразу как только начнется откачка воды из одной из емкостей.

Подача насоса 11 с помощью дросселя 24, геометрические параметры жидкостно-газового эжектора, а также подача насоса 12 определяются исходя из поступающих на установку объемов воды и газа.

Установка может эксплуатироваться, таким образом, как в режиме компрессора, так и в режиме насоса.

В первом случае первоначально производится заполнение водой одной из емкостей 17 или 18. При прекращении поступления воды в линию 1 насосы 11 и 12 будут окачивать воду из одной емкости в другую, и нагнетать в систему ППД только газовую фазу с предварительным ее сжатием в эжекторе 22.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемой установки является возможность предварительного сжатия газовой фазы перед его нагнетанием «жидким» поршнем в высоконапорную сеть, уменьшения объемов емкостей и повышение эффективности перекачки.

Источники информации

1. Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления. А.с. СССР, №714044 (авторы: И.В. Белей, Ю.В. Лопатин, С.П. Олейник). Заявл. 14.07.76. Опубл. 05.02.80. БИ №5.

2. Гидрокомпрессионный бустерный насос. Патент РФ №2266429 (авторы: О.И. Белей, С.Ю. Лопатин, О.С. Олейник) Заявл. 14.07.2004. Опубл. 20.12.2005

3. Насос для перекачивания газожидкостной смеси. А.с. СССР, №1590687 (авторы: В.Г. Кармышев, М.Д. Валеев, Р.З. Ахмадишин и др.). Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33.

Установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт, включающая центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, расположенными в верхней части, линиями отбора и нагнетания жидкости, расположенными в нижних частях и сообщенными с выкидом и приемом насоса через симметрично расположенные высоконапорные и низконапорные краны, отличающаяся тем, что, с целью повышения эффективности нагнетания газожидкостной смеси путем увеличения давления газа на входе в емкости установки, на входной линии для воды параллельно основному центробежному насосу размещен дополнительный насос, напорная сторона которого сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей, на линии входа жидкости в эжектор последовательно расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти.

Изобретение относится к методу добычи метана, накапливаемого в виде газовых гидратов, с одновременным накоплением углекислого газа в геологическом подстилающем грунте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на завершающей стадии с использованием форсированного режима.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы за счет использования смешивающегося вытеснения продукции из пласта.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет использования растворителя.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к взрывным работам в скважине для интенсификации притоков флюида продуктивного пласта в скважину и, в частности к локализации выделенной энергии в призабойной зоне скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает буренке вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. Производят бурение дополнительной горизонтальной скважины в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь. С устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине. При прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них. После этого возобновляют отбор продукции из этих скважин в прежнем объеме. 1 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа. Обеспечивает повышение эффективности добычи. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды, включает: добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов; одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепаририрования воды и углеводородов из первой и второй смеси. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из пласта гидрата, содержащего углеводороды, содержит следующие стадии: обеспечение добывающей скважины, сообщенной с добывающим оборудованием и пластом гидрата, содержащим углеводороды и сообщенным со свободным пространством над пластом гидрата и содержащим диссоциированные углеводороды и воду; и б) пропускание продувочного газа через свободное пространство для удаления диссоциировавших углеводородов и воды из пласта гидрата и транспортировки диссоциировавших углеводородов и воды к добывающей скважине. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины. Способ очистки нефтегазовой скважины в зоне продуктивного пласта, включающий размещение гидроимпульсного устройства на колонне труб в зоне продуктивного пласта, с образованием межтрубного пространства. Нагнетание промывочной жидкости при прямой и обратной промывках скважины с круговой циркуляцией промывочной жидкости через насосный агрегат. Гидроимпульсное воздействие и закачка активной жидкости в пласт преобразованием нисходящего потока в полости труб в восходящий пульсирующий поток в межтрубном пространстве. Удаление кольматанта из пласта многократным автоматическим чередованием гидроударного и мгновенного депрессионного воздействия на зону продуктивного пласта. Устройство для очистки нефтегазовой скважины содержит полый корпус с кольцевым выступом и конической поверхностью. Поперечину с осевым каналом, скрепленную с втулкой и взаимодействующую с кольцевым выступом корпуса. Втулку и тарельчатый клапан с осевым каналом, подпружиненные одной пружиной. Толкатель с верхним выступом. Гайку, размещенную на цилиндрической поверхности большого диаметра толкателя с возможностью фиксированного перемещения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти. Сущность изобретения: компоновка включает хвостовик, пакер, обратный клапан, гидроструйный насос. Согласно изобретению в компоновку включены дополнительно второй гидроструйный насос и генератор импульсов давления, последний из которых установлен в промежутке между гидроструйными насосами и имеет возможность работы под воздействием потока нагнетаемой рабочей жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. При этом генератор импульсов давления имеет ступени турбин - статоры с окнами и роторы с заслонками, имеющими возможность периодического перекрытия окон в статорах, которые зафиксированы от поворота друг относительно друга, как и роторы, для резкого изменения скорости потоков через гидроструйные насосы. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Добывающие скважины строят в виде разветвленных горизонтальных скважин, которые бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальные - на расстоянии не менее 50 м от забоев разветвленных горизонтальных скважин, производят вторичное вскрытие залежи вертикальных скважин выше и ниже соответствующего забоя горизонтальной скважины, спускают в каждую 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. Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, темп отбора нефти, увеличить охват пласта воздействием, максимально вовлечь в разработку остаточные запасы нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, определяют уровень водонефтяного контакта ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м. Перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины. Поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом 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. Вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки. Сущность изобретения: способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи. Для этого создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. После этого определяют площадь вскрытия каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с аналитической зависимостью. Затем осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию. 2 табл., 4 ил.
Наверх