Способ поддержания пластового давления и устройство для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2503804:

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

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.

 

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

Известен способ поддержания пластового давления (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт.Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188), включающий 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.

Способ реализуется устройством, включающим 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 (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.179-188).

Наиболее близким является способ поддержания пластового давления (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17), включающий 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.

Способ реализуется устройством, включающим 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 (патент РФ №2278248, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.06.2006, Бюл. №17).

Недостатками этих способов и устройств - при эксплуатации в условиях отрицательных наружных температур являются то, что на период остановки насоса кустовой насосной станции происходят:

- 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 требуются дополнительные материальные затраты, так как приходится отогревать водоводы перед пуском, либо ремонтировать их при порывах, что также 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 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, 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.

Технические задачи решаются способом поддержания пластового давления, включающим закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребелки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции.

Технические задачи решаются устройством для осуществления способа, включающим 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.

Новым в способе поддержания пластового давления является то, что 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, при этом объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин.

Новым в устройстве для осуществления способа является то, что 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.

На чертеже представлена технологическая схема способа поддержания пластового давления и устройства для осуществления способа.

Схема содержит насос 1 кустовой насосной станции 2, приемный водовод 3 и выкидной водовод 4 насоса 1 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 5 с задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14,15 водоводов 9, 10, 11, нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19, кустовой контроллер 20, байпасную линию 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, технологическую емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, расходомер 27, установленный на выкидном водоводе 4, запорно-регулирующую арматуру 28, 29, 30, 31. Запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 выполнена в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. При этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.

Приустьевые зоны нагнетательных скважин включают участки водоводов 9, 10, 11 в наземной части от задвижек 12, 13, 14, 15 до устья включительно (фонтанная елка) нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19.

Регулируемое гидросопротивление 22 состоит (варианты) из: а) регулируемого штуцера; б) регулируемой штуцерной задвижки; в) регулируемой штуцерной задвижки и дополнительного регулируемого вентиля; г) регулируемой штуцерной задвижки и двух дополнительных тарированных вентилей.

Схема работает следующим образом. Предлагаемый способ поддержания пластового давления предусматривает закачку жидкости, поступающей из приемного водовода 3, насосом 1 кустовой насосной станции 2 через выкидной водовод 4, блок гребенки 5 с открытыми задвижками 6, 7, 8, водоводы 9, 10, 11, открытую запорную арматуру с блоками управления 12, 13, 14, 15 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами и работающими в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции 2.

Приемный 3 и выкидной 4 водоводы соединены байпасной линией 21 с регулируемым гидросопротивлением 22, оснащенной технологической емкостью 23, и запорно-регулирующей арматурой 28, 29, 30, 31, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23, а также - для перекрытия байпасной линии 21 при включении насоса 1 кустовой насосной станции 2. На выкидном водоводе 4 установлен расходомер 27, при этом расходомер 27 сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером 20.

В схеме предусмотрены кустовой контроллер 20, байпасная линия 21 с регулируемым гидросопротивлением 22 (например, регулируемым штуцером), технологическая емкость 23 с насосом 24 и технологическими водоводами 25, 26, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31.

В условиях отрицательных наружных температур на период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 по причине циклического режима работы нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 задвижки 6, 7, 8 на блоке гребенки 4, задвижки с блоками управления 12, 13, 14, 15 на водоводах 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 - закрытой. Периодическое открытие и закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 при остановленной кустовой насосной станции 2 осуществляется кустовым контроллером 20, подающим сигналы на открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 с интервалом и продолжительностью открытия, определяемыми эмпирическим путем в зависимости от условий, исключающих замерзание данного водовода при минимальных температурах для региона использования для данного времени года: наружной температуры, диаметра водоводов 9, 10, 11, их теплоизоляции и состава жидкости в них.

Открытие или закрытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 зависит от направления перетоков жидкости из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 через байпасную линию 21 в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23.

По причине невозможности организации перетоков из нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 из-за близких значений коллекторских свойств и параметров (коэффициентов приемистости, пластовых давлений) производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из этих скважин 16, 17, 18, 19: из области высокого давления - через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 в область низкого давления - в приемный водовод (пример А) 3 или технологическую емкость 23 (пример Б).

По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины, через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.

По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами в количестве, например, двукратного замещения воды в приустьевой зоне нагнетательной скважины через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта. По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3.

Пример конкретного выполнения.

К кустовой насосной станции подключается от 3 до 30 нагнетательных скважин. Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции 2 подключены четыре нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19. В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени - 23 часа - в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 необходимо закачать 430 м3 пресной воды (ρ=1000 кг/м3) насосом ГНУ 500-1500. В условиях отрицательных наружных температур для месторождений ОАО «Татнефть» (например, минус 20°C), при остановке (плановая остановка) насоса 1 кустовой насосной станции 2 продолжительностью 1 ч при высоких пиковых нагрузках системы энергоснабжения системы ППД (выполнение программы энергосбережения) задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 остаются открытыми, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 остается закрытой. Производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости из скважин 16, 17, 18, 19 через выкидной водовод 4 и байпасную линию 21 через штуцер 22 в приемный водовод 3 (пример А) или технологическую емкость 23 (пример Б).

Для данного примера открытие запорно-регулирующей арматуры 28, 29, 30, 31 осуществляется через 28 мин с продолжительностью открытия 4 мин. При этом направление потока (обратное, со знаком минус - от нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19 в байпасную линию 21 и далее в приемный водовод 3 или технологическую емкость 23) и объем жидкости в количестве 0,28 м, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20.

По примеру А в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м3, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в приемный водовод 3. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 30 открыты, а запорно-регулирующая арматура 29, 31 закрыта.

По примеру Б в период остановки насоса 1 кустовой насосной станции 2 производят регулируемый кустовым контроллером 20 по направлению потока и объему сброс жидкости в количестве 0,28 м3, что соответствует двукратному замещению воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин 16, 17, 18, 19, из скважин 16, 17, 18, 19 с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод 4, байпасную линию 21, регулируемый штуцер 22 в технологическую емкость 23. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 и запорно-регулирующая арматура 28, 29 открыты, а запорно-регулирующая арматура 30, 31 закрыта.

Насос 24 используется для транспортировки жидкости из технологической емкости 23 в приемный водовод насоса 1 кустовой насосной станции 2. Технологическая емкость 23 может также использоваться, например, в виде дренажной, канализационной, накопительной и для технических нужд.

При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из приемного водовода 3 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, а запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера А. Закачка жидкости в объеме 430 м производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.

По мере наполнения технологической емкости 23 насос 24 откачивает жидкость по технологическому водоводу 25 через открытую запорно-регулирующую арматуру 31 в приемный водовод 3. При последующем включении насоса 1 кустовой насосной станции 2 направление потока (прямое, со знаком плюс - из технологической емкости 23 в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19) также контролируется расходомером 27, сообщенным каналом передачи информации с кустовым контроллером 20. При этом задвижки 6, 7, 8 блока гребенки, запорная арматура с блоками управления 12, 13, 14, 15 водоводов 9, 10, 11 открыты, запорно-регулирующая арматура 28, 29, 30, 31 закрыта - при использовании примера Б. Закачка жидкости в объеме 430 м3 производится в нагнетательные скважины 16, 17, 18, 19 от приемного водовода 3 насосом 1 кустовой насосной станции 2.

В таблице представлены сравнительные показатели известного (наиболее близкого аналога) и предлагаемого способа поддержания пластового давления.

Таблица
Показатель Значения показателей при известном (наиболее близкий аналог) и предлагаемом способе
Известный Предлагаемый
Пример А Пример Б
Закачка воды, тыс.м3/год 157,0 157,0 157,0
Стоимость используемого оборудования и материалов, тыс.руб.:
- насосный агрегат, ГНУ 500-1500 2300,0 2300,0 2300,0
- блок гребенки с задвижками 1400,0 1400,0 1400,0
- система водоводов L=3200 м, D=114×9 мм 7400,0 7400,0 7400,0
- задвижка в приустьевой зоне, 4 шт. 140,0 140,0 140,0
- кустовой контроллер 110,0 110,0 110,0
- расходомер 90,0 90,0 90,0
- байпасная линия, L=15 м, D=114×9 мм 40,0 40,0
- запорно-регулирующая арматура, 4 шт. 260,0 260,0
- регулируемый штуцер 15,0 15,0
- технологическая емкость, V=3 м3 70,0
- технологические водоводы, L=20 м, D=l 14×9 мм 55,0
- подпорный насос 40,0
Суммарные затраты на оборудование и материалы, тыс.руб.: 11440,0 11755,0 11920,0
Количество порывов за год на водоводах по причине замерзания водовода в устьевой зоне скважины, штук 4 0 0
Затраты на ликвидацию порыва, тыс.руб. 600,0 0 0

Из таблицы видно, что предлагаемые способы по примерам А и Б экономически эффективнее по сравнению с известным способом. По примеру А, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в приемный водовод, при дополнительных затратах 315 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый щтуцер, запорно-регулирующую арматуру ежегодные затлаты снижаются на 600 тыс.руб. По примеру Б, когда сброс воды с нагнетательных скважин осуществляется в технологическую емкость, при дополнительных затратах 480 тыс.руб. на байпасную линию, регулируемый штуцер, запорно-регулирующую арматуру, технологическую емкость с технологическими водоводами и насос, ежегодные затраты снижаются на 600 тыс.руб.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет снижения материальных затрат на обслуживание и ремонт систем закачки воды, обеспечение возможности осуществлять закачку воды в пласт для поддержания пластового давления в условиях отрицательных температур, 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, а также за счет сохранения баланса воды от потребителя и ее закачки в нагнетательные скважины.

1. Способ поддержания пластового давления, включающий 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, отличающийся тем, что 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, при этом объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин.

2. Устройство для поддержания пластового давления, включающее 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, отличающееся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью.

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.
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.

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления. Обеспечивает снижение металлоемкости конструкции устройства, повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт. Сущность изобретения: устройство содержит размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел. Причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб. При этом в межколонное пространство под давлением предусмотрена подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса. Герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта. Выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа. Наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения. При этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб. Ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями. Каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки. Ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. Из скважин формируют элементы квадратной сетки. Одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. В каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Добывающие и нагнетательные скважины выполняют с определенной длиной их горизонтальных стволов, которую определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.
Наверх