Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины



Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины
Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины

Владельцы патента RU 2515643:

ООО "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способу добычи нефти из обводненных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет более эффективной сепарации газа, охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором. Сущность изобретения: способ включает предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного ствола, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти. Для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине. При этом дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. 1 пр., 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных скважин.

Известен способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно направленной скважины с горизонтальным стволом, спуск глубинного насоса и отбор из скважины нефти, причем из наклонной части ствола бурят дополнительный ствол, при этом точку засечки дополнительного ствола располагают ниже статического уровня жидкости в скважине, а глубинный насос размещают на забое дополнительного ствола (Патент РФ №2046930, Е21В 43/00, 1995 г.).

Недостатком данного способа является размещение глубинно-насосного оборудования в боковом стволе, что накладывает ограничения на величину зенитного угла бокового ствола, увеличивает коэффициент трения между насосно-компрессорными трубами и колонной штанг.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, установку цементного моста, бурение бокового ствола, размещение глубиннонасосного оборудования (Патент РФ №2190086, Е21В 43/00, 2002 г.)

Недостаточная эффективность данного способа обусловлена, в частности, бурением бокового ствола ниже динамического уровня, что не позволяет производить разрыв струи, притекающей из пласта к приему насоса газожидкостной смеси, тем самым ограничивается эффективность сепарации газа и охлаждение пластовой жидкости. Кроме того, цементирование основного забоя после бурения бокового ствола приводит к засорению бокового ствола цементным раствором.

Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины за счет обеспечения разрыва струи газожидкостной смеси для более эффективной сепарации газа, за счет охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором.

Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающем предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.

Предлагаемое изобретение в сравнении с прототипом показало наличие новой последовательности операций и новых действий: бурение бокового ствола выше динамического уровня, снабжение насосного оборудования четырехлопастными центраторами бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. Это обеспечивает «новизну» изобретения.

Поиск по отличительным признаком показал отсутствие таковых в доступных источниках информации, что свидетельствует о соответствии изобретения критерию «изобретательский уровень».

На фиг.1 представлена схема подготовки скважины к эксплуатации, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 5 - временный цементный мост, 6 - боковой ствол.

На фиг.2 проиллюстрирован способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины при динамическом уровне ниже места зарезки бокового ствола с зацементированным забоем основного ствола, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 6 - боковой ствол, 7 - глубинно-насосное оборудование, 8 - четырехлопастной центратор бочкообразной формы (поперечный разрез А-А), 9 - отсепарированный газ, 10 - клапан для перепуска газа.

Заявляемая технология состоит в следующей последовательности операций.

Сначала производится подбор обводненной скважины, определяется динамический уровень жидкости в основном стволе и точка зарезки бокового ствола над этим уровнем. Затем забой основного ствола скважины заливается цементным раствором, поскольку скважина была полностью обводнена по основному стволу.

Затем в основном стволе устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.

Пример конкретного осуществления способа.

В основном стволе скважины 1 глубиной 2820 м после полного обводнения определили динамический уровень 2, который составил 2260 м, зацементировали забой 3 основного ствола, определили точку зарезки бокового ствола 6 и установили временный мост 5 на глубине 2200 м. Затем на глубине 2200 м пробурили боковой ствол 6. После бурения разрушили цементный мост 5.

Затем спустили глубинно-насосное оборудование 7, снабженное четырехлопастным центратором бочкообразной формы, на забой основного ствола 1 на глубину 2820 м и начали отбор нефти.

Известно, что геотермический уровень по глубине скважины изменяется в среднем на 4°С на 100 м. По прототипу точка зарезки бокового ствола находилась как минимум на глубине 2360 м; таким образом, при использовании предлагаемого способа температура жидкости, омывающей глубинно-насосное оборудование, понижается на 4°С, тем самым повышается эффективность охлаждения оборудования и его работоспособность.

С другой стороны, известно, что выделение газа из жидкости определяется в основном скоростью движения газожидкостной смеси и режимом ее течения. Тангенциальный поворот смеси, который происходит во время разрыва струи, увеличивает сепарацию газа до 35%, соответственно содержание газа на приеме насоса снижается, увеличивая КПД установки в целом до 30%.

Заявляемая последовательности действий исключает засорение бокового ствола цементным раствором.

Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, отличающийся тем, что для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтепромыслового оборудования с использованием его радиочастотной идентификации.

Изобретение относится к области энергетики и может быть использовано для выработки электроэнергии, полученной при утилизации топлив в факелах путем сжигания жидких, газообразных отходов лесной и сельскохозяйственной промышленности, биогаза, продуктов переработки бытовых отходов, продуктов подземной или промышленной газификации твердых топлив, отходов нефтедобычи и нефтепереработки.

Изобретение относится к способам и устройствам для дистанционного отслеживания, управления и автоматизации работы насосов, например для добычи углеводородов и осушения, а конкретнее к контроллеру для штоковых насосов, насосов с поступательной полостью, для управления впрыском скважины, приводов с переменной скоростью и т.п.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам ликвидации подземных хранилищ газа. Способ включает отбор активного объема газа и последующий отбор буферного объема газа.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и, более конкретно, к поиску и добыче нефти. Обеспечивает возможность создания системы разработки, обеспечивающей добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего глубинный резервуар с нефтяной залежью.

Группа изобретений относится к области добычи полезных ископаемых из подземных месторождений, в частности касается способа обеспечения доступа к подземному угольному пласту.

Изобретение относится к горному делу, в частности к добыче газа из сланцевых месторождений. Обеспечивает создание в газосланцевой залежи коллекторов большого сечения с хорошо развитой трещиноватой структурой как на боковой поверхности бурового канала, так и в виде площадных трещин в массиве газосланцевой залежи.

Способ освоения и эксплуатации скважин с высоковязкой продукцией и устройства для его реализации относятся к области нефтедобывающей промышленности и могут быть использованы для подъема продукции скважины при их освоении и эксплуатации.

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче текучих сред из глубоких скважин с применением глубинных насосов типа электроцентробежных насосов - ЭЦН. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения энергетических затрат на подъем жидкости, повышения производительности ЭЦН и возможности увеличения глубины его установки в скважине. Сущность изобретения: способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб ЭЦН и хвостовика из насосно-компрессорных труб с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Согласно изобретению перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины. В колонне насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины выполняют перфорационные каналы. Эти каналы выполняют в 1,5-2 раза больше перфорационных каналов в нижней части хвостовика. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи для разделения продукции нефтяных скважин на нефть и воду. Техническим результатом является упрощение конструкции сепарационной установки, повышение надёжности и эффективности работы установки. Скважинная сепарационная установка содержит установленную в скважине сепарационную камеру с трубопроводом подвода водонефтяной смеси, трубопроводы отвода воды и нефти с входными отверстиями. Сепарационная камера выполнена в виде внутренней полости герметичной скважины. При этом трубопровод подвода водонефтяной смеси спущен в сепарационную камеру на глубину, определяемую расстояниями от его нижнего конца до входных отверстий трубопроводов отвода воды и нефти, позволяющих отводить из сепарационной камеры в постоянном режиме воду и нефть в объемах, которые соответствуют обводненности водонефтяной смеси с учетом скорости всплытия нефти в воде. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинным насосным системам, погружаемым в скважинные флюиды. Более конкретно, настоящие изобретения относятся к рециркуляции части потока, подаваемого погружным насосом скважинной насосной системы на впуск последней. Обеспечивает повышение надежности работы погружной насосной системы. Сущность решения: скважинная система размещена в скважине и содержит нижний насос с выпуском и впуском; рециркуляционную муфту, соединенную с выпуском нижнего насоса; верхний насос с выпуском и впуском, сообщенным с впуском нижнего насоса через рециркуляционную муфту; двигательный узел, подсоединенный под нижним насосом для приведения насосов в действие; канал впуска флюида в насосную систему, сообщенный с впусками нижнего и верхнего насосов; приводной вал, простирающийся от двигательного узла через нижний насос, рециркуляционную муфту и верхний насос; линию рециркуляции, впуск которой сообщен с рециркуляционной муфтой и с выпускным каналом, предназначенным для выпуска флюида из линии рециркуляции на стороне двигательного узла; канал, проходящий насквозь рециркуляционную муфту и имеющий нижнюю часть, сужающуюся по радиусу внутрь, и вал, проходящий через этот канал, образуя кольцеобразное пространство между валом и каналом, и при этом конфигурация рециркуляционной муфты позволяет направить часть флюида, принятого из выпуска нижнего насоса, на впуск верхнего насоса, а оставшуюся часть принятого потока - в линию рециркуляции. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к компенсаторам давления, предназначенным для компенсации давления между окружающей средой вокруг подводного устройства и жидкой средой, заполняющей объем подводного устройства. Компенсатор давления имеет, по меньшей мере, один внешний сильфон и первую камеру, ограниченную внешним сильфоном. Компенсатор дополнительно содержит, по меньшей мере, один внутренний сильфон, расположенный внутри первой камеры, и вторую камеру, ограниченную внутренним сильфоном. Между внешним сильфоном и внутренним сильфоном имеется ограниченный компенсационный объем, сообщенный с объемом подводного устройства. Обеспечивается защита подводного оборудования во время эксплуатации от проникновения морской воды. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в соединительных звеньях электрического погружного насоса. Электрическая погружная насосная система включает протектор и двигательную секцию, и уплотнители, препятствующие утечке из протектора и двигательной секции во время сборки. Уплотнители взаимодействуют с узлом муфты для соединения валов протектора и двигательной секции. Наружный диаметр узла муфты увеличивается на уступе, который окружает узел муфты. В одном примере, уплотнитель, препятствующий утечке из уплотнительного узла, образует герметизирующую границу раздела вокруг части с большим диаметром узла муфты, которая удаляется при сдвигании муфты так, что ее часть с меньшим диаметром граничит с уплотнительным узлом. Двигательная секция герметизируется другим уплотнительным узлом, включающим корпус, окружающий вал двигателя с образованием кольцевого пространства, которое выборочно заполняется уплотнительным диском. Уплотнительный диск также может быть сдвинут внутри корпуса при соединении валов посредством узла муфты. Технический результат заключается в повышении надежности соединения звеньев погружных электрических насосов. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к добыче жидкости из скважин с помощью погружных электроцентробежных насосных установок и может быть использовано при эксплуатации добывающих нефтяных скважин, преимущественно малодебитных и среднедебитных. Технический результат - обеспечение производительной и надежной безотказной работы оборудования. Сущность изобретения: способ включает повторение циклов откачки жидкости из скважины, чередующейся с накоплением жидкости в скважине при выключенной погружной электроцентробежной насосной установке, регулирование соотношения продолжительностей откачки и накопления в зависимости от динамического уровня жидкости в скважине. Согласно изобретению продолжительность всех циклов устанавливают равной в пределах от 40 мин до 80 мин. Номинальную производительность погружной электроцентробежной насосной установки выбирают в 3-5 раз больше действительной продуктивности скважины. Продолжительность откачки жидкости в разных циклах периодически регулируют изменением предыдущего значения на 10-20% до момента достижения заданного уровня жидкости. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб. Используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины. Колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой. В качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83. Упрощается процесс ликвидации аварий, сокращается время ремонта. 2 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и может быть использована для эксплуатации скважин, оборудованных электронасосами, в частности погружными центробежными электронасосами. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства как в малодебитных, так и в высокопродуктивных скважинах. Сущность изобретений: способ заключается в периодическом повторении циклов, включающих откачку, поиск частоты прекращения подачи и накопление. При этом для обеспечения отбора такого количества жидкости из скважины, которое равно ее притоку, выбирают насосную установку с более высокой производительностью по сравнению с притоком жидкости из пласта в скважину. В процессе выполнения циклов производят коррекцию соотношения времени откачки-накопления в зависимости от результатов работы в предыдущих циклах до тех пор, пока соотношение откачки-накопления не перестанет изменяться. Момент наступления прекращения подачи определяют по равенству значений текущего момента на валу погружного электродвигателя и контрольного момента, который определяют предварительно по скачкообразному падению значения момента на валу двигателя в точке наступления прекращения подачи при снижении частоты питающего напряжения. Устройство содержит размещенную в колонне эксплуатационных труб скважины насосную установку, состоящую из центробежного насоса и погружного электродвигателя, подвешенную на колонне подземных труб. При этом погружной электродвигатель токопроводящим кабелем связан с находящимися на поверхности преобразователем частоты и управляющим устройством. Устройство содержит также согласующий трансформатор, блок определения частоты, тока, момента, мощности, блок связи, блок индикации и управления. При этом токопроводящий кабель связан с первым входом-выходом согласующего трансформатора, который вторым входом-выходом связан со входом-выходом преобразователя частоты. Преобразователь частоты своим вторым входом-выходом связан с блоком питания, а третьим входом-выходом - с первым входом-выходом блока определения частоты, тока, момента, мощности, который своим вторым входом-выходом связан с первым входом-выходом блока связи, второй вход-выход которого связан с четвертым входом-выходом преобразователя частоты, а третьим входом-выходом связан с первым входом-выходом контроллера управления, второй вход-выход которого связан с блоком индикации и управления. При этом обеспечена возможность поступления всех сигналов на блоки, находящиеся на поверхности, через токопроводящий кабель непосредственно с вала погружного электродвигателя. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве нефтедобывающей скважины проводят бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства, бурение ствола из эксплуатационной колонны в продуктивный пласт. При вскрытии горизонта с неустойчивыми глинистыми породами механическую скорость бурения назначают не более 6 м/час, бурение ведут с повышенным расходом промывочной жидкости порядка 30-40 л/с с применением буровых растворов плотностью от 1,12 до 1,40 г/см3, после бурения ствола скважины выполняют очистительный рейс буровой компоновки по стволу скважины с проработкой ствола скважины роторным способом при частоте вращения ротора от 40 до 100 об/мин, прокачкой бурового раствора, смешанного с фиброволокном, в объеме 6-15 м3 и расхаживанием буровой компоновки на длину ведущей трубы, для обсаживания ствола скважины производят секционный спуск эксплуатационной колонны, первую секцию эксплуатационной колонны длиной 400-1000 м спускают к забою скважины на бурильном инструменте и цементируют заколонное пространство в интервале от забоя и до головы первой секции, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, производят спуск второй секции эксплуатационной колонны, стыкуют секции, цементируют заколонное пространство, проводят технологическую выдержку на затвердение цемента, опрессовывают эксплуатационную колонну. Обеспечивается предотвращение прихвата бурового инструмента при разбуривании неустойчивых глинистых пород. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом является получение максимальной информативности промыслового исследования с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов из пласта в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, а также при низкой приемистости продуктивного интервала. Предложен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации. Пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер. Предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству. Линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-05-20 2014-05-19T14:30:10
Наверх