Система поддержания пластового давления



Система поддержания пластового давления
Система поддержания пластового давления
Система поддержания пластового давления

 


Владельцы патента RU 2520119:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Обеспечивает возможность оптимизации давления в водоводах, снижения вероятности их порыва и сокращения материальные затрат на поддержание пластового давления. Сущность изобретения: система поддержания пластового давления включает насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды. Согласно изобретению водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости. Отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе. При этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления. 1 табл., 3 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

Известна система поддержания пластового давления (см. учебное пособие Ю.В.Зейгман «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007.- С.179-183), включающая насосы кустовой насосной станции, блок напорных гребенок с расходомерами и регулирующими вентилями, водоводы, соединяющие коллектор блока напорных гребенок как с отдельными нагнетательными скважинами различной приемистости, так и с нагнетательными скважинами, сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды.

Недостатком известной системы является централизованный принцип регулирования режимов закачки (давление, расход) воды по водоводам, при котором задают расход воды по водоводам в целом регулирующими вентилями блока напорных гребенок кустовой насосной станции.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемой является система поддержания пластового давления, описанная в способе подготовки воды для закачки в нагнетательные скважины (патент РФ №2239698, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №31 от 10.11.2004 г.), включающая дополнительно устьевые штуцеры для настройки режима закачки воды в каждую нагнетательную скважину индивидуально.

Недостатком данной системы является то, что при индивидуальной настройке режима закачки воды в нагнетательные скважины насос кустовой насосной станции должен поддерживать в системе водоводов высокое давление, необходимое для закачки воды в скважину с самым высоким устьевым давлением, при котором в скважину будет закачиваться требуемое количество воды исходя из фильтрационно-емкостных характеристик вскрытого ею продуктивного пласта, а в остальные нагнетательные скважины давление закачки на устье необходимо ограничивать путем установки устьевых штуцеров. При работе под повышенным давлением возрастает вероятность порывов (аварийной разгерметизации) водоводов на участках с наличием воздействия опасных факторов воздействия на материал трубы водовода (химическая и электрохимическая коррозия, механические нагрузки и т.д.). Кроме того, при изменении режима работы системы водоводов, связанных с остановкой высокоприемистых нагнетательных скважин либо отдельных водоводов для проведения на них плановых либо аварийных работ без остановки насоса кустовой насосной станции и работы остальных нагнетательных скважин данной кустовой насосной станции, потребуется перенастройка режимов работы нагнетательных скважин либо водоводов для предотвращения перезакачки в них избыточного количества воды.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются минимизация избыточной закачки воды в нагнетательные скважины при плановых либо аварийных остановках закачки воды в отдельные нагнетательные скважины либо водоводы кустовой насосной станции, оптимизация (снижение) давления в водоводах и, как следствие, снижение порывности водоводов по причине эксплуатации их под повышенным давлением и оптимизация энергетических затрат на закачку воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.

Технические задачи решаются предлагаемой системой поддержания пластового давления, включающей насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды.

Новым является то, что водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости, а отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе, при этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления.

На фиг.1 представлена технологическая схема системы поддержания пластового давления в общем виде; на фиг.2 - схема насоса кустовой насосной станции с применением частотно-регулируемого привода; на фиг.3 - зависимость удельной порывности от давления для высоконапорных водоводов с давлением перекачки от 10,0 до 17,0 МПа.

Система поддержания пластового давления содержит насос 1 (фиг.1) кустовой насосной станции, соединенный выкидной линией 2 через коллектор 3 водораспределительного устройства 4, водоводы 5, 6, 7 и отводы 8, 9, 10, 11 с подключенными к ним высокоприемистыми нагнетательными скважинами 12, 13, низкоприемистыми нагнетательными скважинами 14, 15 и среднеприемистыми нагнетательными скважинами 16, 17, 18, сгруппированными по приемистости и давлениям закачки воды в различных комбинациях. Кроме того, водоводы 5, 6, 7 оснащены расходомерами 19, 20, 21 соответственно в составе водораспределительного устройства 4, а отводы 5, 6, 8, 9 - регуляторами расхода пружинного типа (например, модель «FS200» производства фирмы «Smith International Ink» (США), модель «ВЕ600-07» производства фирмы «BAKER» (США) и т.п.) с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода 22, 23, 24, 25 (конструктивные элементы на фиг.1 не показаны), при этом регуляторы расхода 22, 23 установлены на водоводы 5, 6 соответственно в составе водораспределительного устройства 4, а регуляторы расхода 24, 25 установлены на отводы 8, 9 соответственно в приустьевой зоне высокоприемистых нагнетательных скважин 12, 13. Дополнительно выкидная линия 2 насоса 1 может быть оснащена датчиком давления 26 (фиг.2), а насос 1 - частотно-регулируемым приводом 27, функционально связанным с датчиком давления 26.

Система поддержания пластового давления работает следующим образом.

От источника водоснабжения (на фиг.1 не показан) воду насосом 1 (как правило, динамическим центробежного типа) подают через выкидную линию 2 в коллектор 3 водораспределительного устройства 4 (например, блок напорных гребенок, манифольд и т.п.) и далее по системе водоводов 5, 6, 7 и отводов 8, 9, 10, 11 закачивают в нагнетательные скважины 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18. Расход воды по водоводам 5, 6, 7, соединенным с коллектором 3 водораспределительного устройства 4, контролируют расходомерами 19, 20, 21. Производят предварительное ранжирование водоводов 5, 6, 7, соединенных с коллектором 3 водораспределительного устройства 4, по типу подключенных к ним групп нагнетательных скважин или индивидуальных нагнетательных скважин и выделяют следующие типы водоводов:

- водовод 5 - I типа, к которому подключены высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13 и среднеприемистая нагнетательная скважина 18, при этом разброс значений приемистости подключенных к водоводу 5 скважин значителен, на устье высокоприемистых нагнетательных скважин 12, 13 могут применяться штуцирующие устройства;

- водовод 6 - II типа, к которому подключены только среднеприемистые нагнетательные скважины 16, 17 или только высокоприемистые нагнетательные скважины (на фиг.1 не показано), при этом разброс значений приемистости подключенных к водоводу 6 скважин 16, 17 незначителен;

- водовод 7 - III типа, к которому подключены низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15.

Ранжирование нагнетательных скважин по приемистости осуществляют исходя из промысловой практики, например:

- высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13 - с приемистостью более 150 м3/сут при фактическом устьевом давлении закачки воды;

- низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15 - с приемистостью до 25 м3/сут включительно при фактическом устьевом давлении закачки воды;

- среднеприемистые нагнетательные скважины 16, 17, 18 - с приемистостью от 25 м3/сут до 150 м3/сут включительно при фактическом устьевом давлении закачки воды.

На водоводе I типа (водовод 5 на фиг.1) устанавливают регулятор расхода 22 в составе водораспределительного устройства 4. На отводах 8, 9 в приустьевой зоне высокоприемистых нагнетательных скважин 12, 13 соответственно могут быть дополнительно установлены регуляторы расхода 24, 25, если разница в приемистости среднеприемистой нагнетательной скважины 18 и высокоприемистых нагнетательных скважин 12, 13 значительна (например, более 50 м3/сут) для подстройки режима закачки воды непосредственно в высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13.

На водоводе II типа (водовод 6 на фиг.1, в качестве примера условно приведены среднеприемистые скважины 16, 17) устанавливают регулятор расхода 23 только в составе водораспределительного устройства 4.

На водоводе III типа (водовод 7 на фиг.1) регулятор расхода не устанавливают.

В качестве регуляторов расхода 22, 23, 24, 25 применяют регуляторы расхода пружинного типа с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, работающие в автоматическом режиме и обеспечивающие расход перекачиваемой по водоводу воды не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода 22, 23, 24 или 25. Настройка величины уставки каждого регулятора расхода 22, 23, 24 или 25 заключается в подборе сменной диафрагмы с калиброванным отверстием в ней. Сменная диафрагма с калиброванным отверстием устанавливается в поршень внутри регулятора расхода (на фиг.1 не показан). Через диафрагму с калиброванным отверстием проходит поток воды, определяемый площадью поперечного сечения отверстия. При увеличении перепада давления вследствие повышения давления нагнетания или снижения пластового давления поршень перемещается, сжимая пружину (на фиг.1 не показана) и уменьшая проходное сечение потока на выходе регулятора расхода 22, 23, 24 или 25, при этом поток воды ограничивается, и значение расхода остается неизменным. При уменьшении перепада давления на регуляторе расхода 22, 23, 24 или 25 вследствие снижения давления нагнетания или повышения пластового давления поршень перемещается, разжимая пружину и увеличивая проходное сечение потока, проходящего через регулятор расхода, при этом поток воды увеличивается, и значение расхода вновь остается неизменным. Регуляторы расхода 22, 23, 24, 25 работают во взаимодействии друг с другом, поскольку устанавливаются в единой гидродинамической системе водоводов 5, 6, 7, отводов 8, 9, 10, 11 и нагнетательных скважин 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18. Уставку расхода в регуляторе расхода 22 устанавливают по сумме требуемых расходов закачки в подключенные к водоводу 5 через отводы 8, 9 высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13 и среднеприемистую нагнетательную скважину 18 в соответствии с месячным режимом закачки по скважинам. Уставку расхода в регуляторе расхода 23 устанавливают по сумме требуемых расходов закачки в подключенные к водоводу 5 среднеприемистую нагнетательную скважину 17 и подключенную через отвод 10 среднеприемистую нагнетательную скважину 16 в соответствии с месячным режимом закачки по скважинам. Уставки расхода в регуляторах расхода 24, 25 устанавливают индивидуально в соответствии с месячным режимом закачки в высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13 соответственно. Размещение регуляторов расхода 22, 23 в составе водораспределительного устройства 4 позволяет снизить давление в водоводах 5, 6 соответственно, поскольку регуляторы расхода пружинного типа представляют собой гидросопротивление с регулируемой пропускной способностью. Установка регуляторов расхода 22, 23 на водоводы 5, 6 соответственно в составе водораспределительного устройства 4 позволяет снизить давление в этих водоводах до величины, необходимой для осуществления закачки воды в подключенные к ним нагнетательные скважины 12 (подключена через отвод 8), 13 (подключена через отвод 9), 16 (подключена через отвод 10), 17, 18, при этом давление в водоводе 7 будет высоким для осуществления закачки воды в подключенные к нему низкоприемистые нагнетательные скважины 14 (подключена к водоводу 7 через отвод 11), 15.

При отключении любой из нагнетательных скважин, подключенных к водоводам 5, 6, 7, в том числе и через отводы 8, 9, 10, 11, к рассматриваемой кустовой насосной станции, происходит снижение суммарного расхода перекачиваемой воды в системе водоводов кустовой насосной станции, изменяется режим работы насоса 1 и происходит перераспределение потоков закачиваемой воды в высокоприемистые нагнетательные скважины 12, 13, среднеприемистые нагнетательные скважины 16, 17, 18 и низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15, в одних случаях в меньшей степени, в других - в большей, что показано ниже.

Например, при остановке закачки воды в среднеприемистую нагнетательную скважину 16 (для проведения геолого-технологических, аварийных работ или в соответствии с месячным режимом закачки) расход воды, перекачиваемой по водоводу 6, снизится приблизительно на величину приемистости среднеприемистой нагнетательной скважины 16. При этом расход воды, перекачиваемой по водоводу 5, ограничивается регулятором расхода 22 и не изменится, а расход воды, закачиваемой в среднеприемистую нагнетательную скважину 17 и перекачиваемой по водоводу 7 с подключенными к нему низкоприемистой нагнетательной скважиной 15 и через отвод 11 низкоприемистой нагнетательной скважиной 14, увеличится незначительно ввиду незначительного же роста давления в выкидной линии 2 насоса 1 кустовой насосной станции, коллекторе 3 водораспределительного устройства 4 и водоводе 5, при этом давление в водоводах 6, 7 не увеличивается, т.к. оно ограничено установленными на них регуляторами расхода 22 и 23 соответственно.

При включении в работу временно отключенной среднеприемистой нагнетательной скважины 16 система поддержания пластового давления возвращается в первоначальное состояние с параметрами работы насоса 1 и режимными закачками по высокоприемистым нагнетательным скважинам 12, 13, среднеприемистым нагнетательным скважинам 16, 17, 18 и низкоприемистым нагнетательным скважинам 14, 15 в соответствии с месячным режимом закачки.

Остановка закачки в высокоприемистые нагнетательные скважины 12 и/или 13 либо остановка полностью отдельных водоводов 5, 6 или 7 может привести к значительному изменению режима работы насоса 1 кустовой насосной станции с выходом его из области рабочей зоны, при этом значительно снизится расход перекачиваемой воды насосом 1 при увеличении давления в выкидной линии 2, а расходы закачки в низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15 увеличатся, что также приведет к закачке в данные нагнетательные скважины воды сверх месячного режима закачки воды. Для регулирования режима работы насоса 1 при значительном снижении расхода перекачиваемой воды выкидную линию 2 насоса 1 оборудуют датчиком давления 26 (фиг.2), а привод насоса 1 - частотно-регулируемым приводом 27, функционально связанным с датчиком давления 26 (аналогично схеме в способе управления системой поддержания пластового давления и устройстве для его осуществления, патент РФ №2278248, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №17 от 20.06.2006 г.). При повышении давления в выкидной линии 2 насоса 1 сверх уставки, заложенной в контроллере частотно-регулируемого привода 27, происходит понижение оборотов вала насоса 1 и понижение давления в выкидной линии 2 до уровня уставки, при этом расход перекачиваемой воды снижается и остается в новой рабочей зоне для сниженного числа оборотов вала насоса 1, а объем воды, закачанной сверх месячного режима закачки воды, будет незначительным либо полностью исключится, при этом давления в водоводах 5 (фиг.1), 6, 7 при изменении режима работы насоса 1 кустовой насосной станции не изменятся за счет регулирования давления в выкидной линии 2.

При включении в работу временно отключенных высокоприемистых нагнетательных скважин 12 и/или 13 либо отдельных водоводов 5, 6 или 7 система поддержания пластового давления также возвращается в первоначальное состояние с параметрами работы насоса 1 и режимными закачками по высокоприемистым нагнетательным скважинам 12, 13, среднеприемистым нагнетательным скважинам 16, 17, 18 и низкоприемистым нагнетательным скважинам 14, 15 в соответствии с месячным режимом закачки.

Таким образом, применение предлагаемой системы поддержания пластового давления позволяет производить закачку воды в нагнетательные скважины 12-18 различной приемистости с помощью насоса 1 кустовой насосной станции и минимизировать излишнюю (непроизводительную) закачку воды в нагнетательные скважины 12-18 при временной остановке части нагнетательных скважин либо водоводов, подключенных к данной кустовой насосной станции, без дополнительной ручной регулировки режимов их работы, оптимизировать давление в водоводах и, как следствие, снизить порывность водоводов за счет исключения их эксплуатации под повышенным давлением и тем самым оптимизировать энергетические затраты на закачку воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.

Пример конкретного выполнения.

Насосом 1 (фиг.1) кустовой насосной станции ЦНС 40-1400 производят закачку воды через водораспределительное устройство 4 в высокоприемистую нагнетательную скважину 12 с расходом 288 м3/сут при устьевом давлении 8,5 МПа (на эту величину настроена уставка регулятора расхода 24 на отводе 8), в высокоприемистую нагнетательную скважину 13 с расходом 240 м3/сут при устьевом давлении 8,0 МПа (на эту величину настроена уставка регулятора расхода 25 на отводе 9) и в среднеприемистую нагнетательную скважину 18 с расходом 144 м3/сут при устьевом давлении 11,0 МПа (суммарно по водоводу 5 расход закачки составляет 672 м3/сут, на эту величину настроена уставка регулятора расхода 22), в среднеприемистую нагнетательную скважину 16 с расходом 144 м3/сут при устьевом давлении 11,5 МПа и в среднеприемистую нагнетательную скважину 17 с расходом 146 м3/сут при устьевом давлении 11,0 МПа (суммарно по водоводу 6 расход закачки составляет 290 м3/сут, на эту величину настроена уставка регулятора расхода 23), в низкоприемистую нагнетательную скважину 14 с расходом 22 м3/сут при устьевом давлении 13,5 МПа и в низкоприемистую нагнетательную скважину 15 с расходом 19 м3/сут при устьевом давлении 13,5 МПа (суммарно по водоводу 7 расход закачки составляет 41 м3/сут). В качестве регуляторов расхода 22, 23, 24, 25 применяют, например, регуляторы расхода пружинного типа - модель «FS200» производства фирмы «Smith International Ink» (США). Суммарный расход воды, закачиваемой насосом 1 в водоводы 5, 6, 7 через водораспределительное устройство 4, составляет 1003 м3/сут, при этом расходе давление в выкидной линии 2 составляет 14,5 МПа при частоте оборотов вала насоса 1 3000 об/мин. Для установленного насоса ЦНС 40-1400 рабочая зона по расходу составляет от 672 м3/сут (левая граница рабочей зоны) до 1152 м3/сут (правая граница рабочей зоны) при номинальном расходе 960 м3/сут, режим работы насоса с расходом 1003 м3/сут при давлении 14,5 МПа находится в пределах рабочей зоны.

При остановке водовода 6, например для проведения ремонтных работ, при открытых водоводах 5, 7 и отводах 8, 9, 11 происходит снижение суммарного расхода закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4 до 718 м3/сут при увеличении давления в выкидной линии 2 до 15,2 МПа, при этом происходит частичное перераспределение потоков закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4, а именно: по водоводу 5 расход не изменяется, так как он ограничивается регулятором расхода 22, а по водоводу 7 расход незначительно увеличивается до 46 м3/сут, так как увеличение давления в водоводе 7 влечет за собой увеличение приемистости низкоприемистой нагнетательной скважины 14 до 24 м /сут при устьевом давлении 14,5 МПа и низкоприемистой нагнетательной скважины 15 до 22 м3/сут при устьевом давлении 14,5 МПа, т.е. происходит незначительное, на 12%, превышение режима закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15. Снизившийся расход насоса 718 м3/сут не выходит за левую границу рабочей зоны насоса 1, насос продолжает работать в энергоэффективном режиме с высоким коэффициентом полезного действия.

При одновременной остановке высокоприемистой нагнетательной скважины 13 и среднеприемистой нагнетательной скважины 18, например для проведения геолого-технических мероприятий, при открытых водоводах 6, 7, отводах 8, 10, 11 и открытой высокоприемистой нагнетательной скважине 12 на отводе 8, также происходит снижение суммарного расхода закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4 до 629 м3/сут при увеличении давления в выкидной линии 2 до 15,5 МПа, при этом происходит частичное перераспределение потоков закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4, а именно: по водоводу 6 расход не изменяется, так как он ограничивается регулятором расхода 23, по водоводу 5 расход уменьшается до 288 м3/сут, так как остается открытой только высокоприемистая нагнетательная скважина 12, соединенная с водоводом 5 отводом 8, расход закачки в которую ограничен регулятором расхода 24, а по водоводу 7 расход увеличивается до 50 м3/сут, так как увеличение давления в водоводе 7 влечет за собой увеличение приемистости низкоприемистой нагнетательной скважины 14 до 26 м3/сут при устьевом давлении 14,7 МПа и низкоприемистой нагнетательной скважины 15 до 24 м3/сут при устьевом давлении 14,7 МПа, т.е. происходит частичное, на 22%, превышение режима закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 14, 15. Кроме того, снизившийся расход насоса до 629 м3/сут выходит за левую границу рабочей зоны насоса 1. Для данного случая эффективно применение схемы системы поддержания пластового давления с частотно-регулируемым приводом 27 (фиг.2) насоса 1, функционально связанного с датчиком давления 26, устанавливаемого на выкидной линии 2 насоса 1. При отключении высокоприемистой нагнетательной скважины 13 (фиг.1) и среднеприемистой нагнетательной скважины 18 уменьшается расход закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4 и начинает повышаться давление в выкидной линии 2 насоса 1, контролируемое датчиком давления 26 (фиг.2), сверх уставки 14,5 МПа, заложенной в контроллере частотно-регулируемого привода 27, который функционально связан с датчиком давления 26, при этом контроллер дает команду частотно-регулируемому приводу 27 уменьшить обороты вала насоса 1 (фиг.1) приблизительно до 1850 об/мин. Происходит понижение давления в выкидной линии 2 до уровня уставки в 14,5 МПа, при этом расход перекачиваемой воды снижается и остается в новой рабочей зоне для сниженного числа оборотов вала насоса 1, а объем воды, закачанной сверх месячного режима закачки воды, в зависимости от точности регулировки частотно-регулируемого привода 27 минимизируется вплоть до полного исключения, т.е. расход воды по водоводу 5 составит 288 м3/сут (при отключенных высокоприемистой нагнетательной скважине 13 и среднеприемистой скважине 18), по водоводам 6 и 7 расходы составят первоначальные 290 м3/сут и 41 м3/сут соответственно. Суммарный расход закачиваемой воды через водораспределительное устройство 4 составит 619 м3/сут, при этом избыточная закачка в низкоприемистые нагнетательные скважины 14 и 15 отсутствует, т.к. давление в водоводе 7 не повышается.

Изменение расходов и давлений по водоводам и нагнетательным скважинам приведено в таблице.

Таблица
Параметры работы
Объект Исходное состояние Отключен водовод 6 Отключены скважины 13, 18 (система без частотно-регулируемого привода) Отключены скважины 13, 18 (система с частотно-регулируемым приводом)
Расход, м3/сут Давление, МПа Расход, м3/сут Давление, МПа Расход, м3/сут Давление, МПа Расход, м3/сут Давление, МПа
Коллектор 3 1003 14,5 718 15,2 629 15,5 619 14,5
Водовод 7 41 14,5 46 15,2 50 15,5 41 14,5
Скважина 14 22 13,5 24 14,2 26 14,7 22 13,5
Скважина 15 19 13,5 22 14,2 24 14,7 19 13,5
Водовод 6(после регулятора расхода 23) 290 12,5 0 - 290 12,5 290 12,5
Скважина 16 144 11,5 0 - 144 11,5 144 11,5
Скважина 17 146 11,0 0 - 146 11,0 146 11,0
Водовод 5 (после регулятора расхода 22) 672 12,0 672 12,0 288 12,0 288 12,0
Скважина 18 144 11,0 144 11,0 0 - 0 -
Скважина 13 (после регулятора расхода 25) 240 8,0 240 8,0 0 - 0 -
Скважина 12 (после регулятора расхода 24) 288 8,5 288 8,5 288 8,5 288 8,5

Как видно из таблицы, применение предлагаемой системы поддержания пластового давления позволяет предотвратить излишнюю (непроизводительную) закачку 285 м3 в сутки (28% относительно плановой суточной закачки 1003 м3 в сутки) при отключении водовода 6 или 384 м3 в сутки (38% относительно плановой суточной закачки 1003 м3 в сутки) при отключении высокоприемистой скважины 13 и среднеприемистой скважины 18. При этом уже в исходном состоянии системы при осуществлении закачки воды в соответствии с месячным режимом снизить давление в водоводе 5 с 14,5 МПа в коллекторе 3 водораспределительного устройства 4 до 12,0 МПа после регулятора расхода 22 за счет установки регулятора расхода 22 в составе водораспределительного устройства 4, в водоводе 6 - аналогично с 14,5 МПа до 12,5 МПа за счет установки регулятора расхода 23 в составе водораспределительного устройства 4, что способствует снижению порывности водоводов 5, 6 и отводов 8, 9, 10 на участках с наличием воздействия опасных факторов воздействия на материал трубы водовода (химическая коррозия, электрохимическая коррозия, механические нагрузки и т.д.). Экспериментальными исследованиями установлено, что зависимость удельной порывности от давления для высоконапорных водоводов с давлением перекачки от 10,0 до 17,0 МПа носит линейный характер с существенной скоростью нарастания (аппроксимирующая формула, полученная средствами Microsoft Excel, представлена на фиг.3).

Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы поддержания пластового давления достигается за счет минимизации избыточной (непроизводительной) закачки воды в нагнетательные скважины при плановых либо аварийных остановках закачки воды в отдельные нагнетательные скважины либо водоводы кустовой насосной станции с использованием минимально необходимого количества регуляторов расхода и оптимального их размещения на водоводах и устье высокоприемистых нагнетательных скважин при незначительных затратах на монтаж регуляторов расхода.

Использование данного предложения позволяет при небольших дополнительных капитальных затратах с помощью существующей системы поддержания пластового давления оптимизировать давление в водоводах и, как следствие, снизить порывность водоводов за счет установки части регуляторов расхода в составе водораспределительного устройства и снижения тем самым давления в водоводах, на которых они установлены, оптимизировать энергетические затраты на закачку воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления за счет применения частотно-регулируемого привода насоса и, как результат, сократить материальные затраты на поддержание пластового давления.

Система поддержания пластового давления, включающая насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды, отличающаяся тем, что водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости, а отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе, при этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

Изобретение относится к получению умягченной воды для нагнетания в пласт. Способ включает (а) выработку умягченной воды путем (i) подачи исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ вплоть до 15000 мг/л и содержание многовалентных катионов более 40 мг/л, в фильтр, содержащий слой катионообменной смолы в моновалентной катионной форме, (ii) пропуска исходной воды через слой катионообменной смолы, (iii) вывода из фильтра умягченной нагнетаемой воды, имеющей содержание многовалентных катионов вплоть до 40 мг/л; (б) регенерацию катионообменной смолы путем (i) подачи регенерационного рассола в фильтр, причем регенерационный рассол представляет собой природную воду с высоким солесодержанием, имеющую концентрацию моновалентных катионов и многовалентных катионов, такую, что предел умягчения для исходной воды составляет вплоть до 40 мг/л многовалентных катионов, где предел умягчения для исходной воды определяется как коэффициент умягчения, умноженный на концентрацию многовалентных катионов в исходной воде (мг/л), и где коэффициент умягчения определяется как: (молярная концентрация моновалентных катионов в исходной воде)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в исходной воде) : (молярная концентрация моновалентных катионов в регенерационном рассоле)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в регенерационном рассоле).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет изменения режимов отбора-закачки. Сущность изобретения: при разработке мелких отдельных нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле. 1 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м. Горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3; N - число вертикальных нагнетательных скважин; Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Обеспечивает повышение охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин, проведение исследований, уточнение размеров залежи, пробную эксплуатацию залежи и создание геолого-гидродинамической модели, дополнительное разбуривание залежи, отбор нефти через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под нагнетание рабочего агента. Условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину, составляют угол от 30° до 180° для обеспечения максимального охвата залежи упомянутыми скважинами. На основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют длину, параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и их количество с учетом отбора одной горизонтальной скважиной не менее 25000 т извлекаемых запасов нефти. Осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи, под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости и на равном расстоянии от вертикальных скважин. После отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений. Нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды. После обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды. В закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л. При снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла. Циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации. 1 табл., 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют. При этом на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по аналитическому выражению. В залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду. 2 з.п. ф-лы, 3 пр.
Наверх