Способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины за счет непрерывности удаления жидкости, уменьшения расхода газа и энергозатрат. По способу осуществляют непрерывный спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Подают газ в затрубное пространство скважины. Одновременно подают газ в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Удаляют жидкость глушения на дневную поверхность по гибкой трубе. Подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают с заданной скоростью. Скорость спуска гибкой трубы и минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

Известен способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического, описанный в способе освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (см. патент РФ №2455477 от 07.02.2011, опубл. 10.07.2012), включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подачу газа в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность. Спуск гибкой трубы осуществляют с подачей в нее пенной системы и остановками через каждые 50-100 м, во время которых подают в гибкую трубу газ высокого давления. Подачу газа в затрубное пространство осуществляют по достижении гибкой трубой забоя скважины от мобильной компрессорной установки. Одновременно в гибкую трубу подают газ высокого давления от бустерной установки. Удаление жидкости глушения осуществляют по кольцевому пространству, образованному гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.

Недостатком способа является низкая эффективность удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Подача пенной системы в гибкую трубу, вытеснение порции жидкости глушения и пенной системы газом высокого давления во время остановок предполагают большой расход газа. Для повышения давления газа используют мобильную компрессорную и бустерную установки, создание пены также требует дополнительного оборудования, что усложняет технологическую схему удаления жидкости глушения и как следствие увеличивает энергозатраты. По достижении гибкой трубой забоя скважины в затрубном пространстве остается жидкость глушения, газа, вырабатываемого бустерной установкой, недостаточно для ее удаления, в связи с чем в затрубное пространство подают газ от мобильной компрессорной установки, что увеличивает расход газа. Для удаления жидкости глушения по кольцевому пространству также требуется большой расход газа.

Наиболее близким является способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического, описанный в способе освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений (см. патент РФ №2399756 от 16.06.2009, опубл. 20.09.2010), включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подачу газа в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность. Спуск гибкой трубы осуществляют с подачей в нее аэрированной пенообразующей жидкости (АПОЖ) и остановками через каждые 50-100 м, во время которых подают в гибкую трубу газ высокого давления. Подачу газа в затрубное пространство осуществляют после углубления гибких труб на 200-300 м от установки комплексной подготовки газа. Удаление жидкости глушения осуществляют по кольцевому пространству, образованному гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.

Недостатком способа является низкая эффективность удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Перед подачей в скважину газ компримируют, очищают, дожимают на бустерной установке, готовят аэрированную пенообразующую жидкость, что требует дополнительного оборудования и повышает энергозатраты. Подача АПОЖ в гибкую трубу, вытеснение порции жидкости глушения и АПОЖ газом высокого давления во время остановок требует большого расхода газа. АПОЖ обладает большей плотностью по сравнению с газом, что создает дополнительное давление на забой и может привести к проникновению жидкости глушения в пласт. Подача газа в затрубное пространство возможна только после углубления гибкой трубы на 200-300 м, потому что газ подают от установки комплексной подготовки газа, что создает дополнительное противодавление на пласт. Удаление жидкости глушения по кольцевому пространству требует большого расхода газа.

Технический результат заключается в повышении эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического за счет непрерывности удаления жидкости глушения по гибкой трубе, уменьшения расхода газа и энергозатрат.

Технический результат достигается тем, что спускают гибкую трубу во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подают газ в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность.

Новым является то, что подачу газа в затрубное пространство скважины осуществляют с одновременной подачей газа в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Причем подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. Спуск гибкой трубы осуществляют непрерывно. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле

где wсп - скорость спуска гибкой трубы, м/ч;

Qг - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяемый по формуле, м3

где K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·104;

d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;

Рг - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см2;

Нскв - глубина скважины, м;

ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.

Удаление жидкости глушения осуществляют по гибкой трубе.

На фигуре представлена принципиальная технологическая схема способа удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

После проведения капитального ремонта скважина заполнена жидкостью глушения. При пластовом давлении ниже гидростатического во время удаления жидкости глушения высока вероятность поступления ее в продуктивный пласт, что затруднит дальнейшее освоение скважины.

Во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб 1 (см. фиг.) спускают гибкую трубу 2 колтюбинговой установки 3. Поскольку в скважине пластовое давление ниже гидростатического, для предотвращения увеличения противодавления на пласт, в затрубное пространство скважины 4 и в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами 5 подают газ из шлейфа 6 этой же скважины. Подачу газа начинают при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. Газ, подаваемый в скважину, обладает низкой плотностью.

Подача газа в скважину из шлейфа 6 не предусматривает использование дополнительного оборудования, необходимого для повышения давления газа, что уменьшает энергозатраты. Одновременная подача газа в указанные пространства обеспечивает равномерное снижение уровня жидкости глушения. Для обеспечения непрерывного подъема газожидкостной смеси, образующейся в гибкой трубе 2, на дневную поверхность рассчитывают минимально необходимый расход газа по формуле

где Qг - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м3/ч;

K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·104;

d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;

Рг - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см2.

Введение в формулу коэффициента устойчивого режима удаления жидкости глушения, позволяет рассчитать минимально необходимый расход газа, обеспечивающий работу в режиме «реверса», когда скорость восходящего потока газожидкостной смеси обеспечивает вынос жидкости глушения. Коэффициент получен расчетным путем с учетом скорости газа и конструктивных параметров гибкой трубы. Скорость газа определяется выражением v г = 21,2 P Г , м/с. Минимально необходимый расход газа при этом составляет Q г = 3600 21,2 P Г 0,785 d 2 P г , м3/ч. Преобразование формулы позволяет выделить вышеуказанный коэффициент и представить формулу в виде Q г = K d 2 P г 0,5 .

Использование газа низкого давления из шлейфа и малое проходное сечение гибкой трубы 2 позволяют уменьшить величину расхода газа.

Подачу газа обеспечивают через расходомер 7.

Спуск гибкой трубы осуществляют непрерывно. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле

где wсп - скорость спуска гибкой трубы, м/ч,

Qг - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м3/ч;

Нскв - глубина скважины, м;

ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.

Скорость спуска гибкой трубы 2 должна обеспечивать формирование газожидкостной смеси определенной плотности, при движении которой по гибкой трубе 2 потери давления меньше давления подаваемого газа. Непрерывный спуск гибкой трубы позволяет уменьшить давление на забой скважины.

Рассчитанные скорость спуска гибкой трубы 2 и минимально необходимый расход газа определяют режим, обеспечивающий непрерывное удаление жидкости глушения. При достижении гибкой трубой 2 забоя скважины жидкость глушения будет удалена полностью. Удаление жидкости глушения осуществляют по гибкой трубе 2. Газожидкостную смесь направляют в сепаратор 8 для разделения на газовую и жидкую фазу. Жидкость из сепаратора 8 собирают в емкости 9 и утилизируют. Газ из сепаратора 8 направляют на факельную установку.

Сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.

В газовой скважине после капитального ремонта уровень жидкости глушения плотностью 1000 кг/м3 составляет 462 м. Пластовое давление 42 кгс/см2. Давление газа в шлейфе скважины 11 кгс/см2. Внутренний диаметр обсадной колонны 0,206 м.

Для удаления жидкости глушения в насосно-компрессорную трубу скважины спускают гибкую трубу колтюбинговой установки с внутренним диаметром 0,03 м.

Рассчитывают минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность

где Qг - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, м3/ч;

K - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·104;

d - внутренний диаметр гибкой трубы, м;

Pг - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см2.

При достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения с рассчитанным расходом подают газ из шлейфа скважины одновременно в затрубное пространство скважины и в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами.

От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле

где wсп - скорость спуска гибкой трубы, м/ч,

Hскв - глубина скважины, м;

ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3;

D - внутренний диаметр обсадной трубы, м.

Жидкость глушения удаляют по гибкой трубе непрерывно газовым потоком на дневную поверхность. При достижении гибкой трубы забоя скважины жидкость глушения полностью удалена.

Газожидкостную смесь направляют в сепаратор, где она разделяется на газовую и жидкую фазы, жидкость собирают в емкости, а газ направляют на факел.

Общее время удаления жидкости глушения составило

При этом затрачено 680,58 м3 газа, способ реализован без привлечения дополнительного оборудования для повышения давления газа, в процессе выполнения работ поступление жидкости глушения в пласт не зафиксировано.

Способ удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического, включающий спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины, подачу газа в затрубное пространство скважины с удалением жидкости глушения на дневную поверхность, отличающийся тем, что подачу газа в затрубное пространство скважины осуществляют с одновременной подачей газа в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины, причем подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения, а спуск гибкой трубы осуществляют непрерывно, причем от уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают со скоростью, рассчитанной по формуле

где wсп - скорость спуска гибкой трубы, м/ч,
Qг - минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяемый по формуле, м3

где К - коэффициент устойчивого режима удаления жидкости глушения, равный 6·104;
d - внутренний диаметр гибкой трубы, м,
Рг - давление газа, подаваемого в скважину, равное давлению в шлейфе, кгс/см2,
Нскв - глубина скважины, м;
ρж.гл.- плотность жидкости глушения, кг/м3;
D - внутренний диаметр обсадной трубы, м,
при этом удаление жидкости глушения осуществляют по гибкой трубе.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов и может быть использовано для количественного исследования ухудшения свойств околоскважинной зоны нефте/газосодержащих пластов из-за проникновения в нее полимеров, содержащихся в буровом растворе.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности отработки газогидратной залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненных скважин, в частности скважин, расположенных в низкопроницаемых терригенных отложениях, сложенных из влагонабухающих глин.

Изобретение относится к области нефтедобычи из отложений, представленных песчаниками и, в частности, к эксплуатации скважин, имеющих более одного забоя. Технический результат - увеличение отбора нефти из бокового ствола при действующем основном стволе.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением (АНПД), расположенной на многопластовом месторождении.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти. По способу осуществляют гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта в скважине оставляют проппант недопродавки. Сверху дополнительно создают из проппанта крупной фракции мост с расчетной длиной. Эту длину подбирают исходя из условия обеспечения противодавления на проппант в трещине гидроразрыва, достаточного для удержания проппанта в трещине гидроразрыва при снижении уровня жидкости в скважине до уровня забоя скважины. В состав компоновки глубинно-насосного оборудования включают противопесочный фильтр. При эксплуатации скважины противопесочный фильтр размещают непосредственно над мостом из проппанта. Осуществляют отбор жидкости. Уровень жидкости при отборе жидкости - эксплуатации поддерживают на уровне глубинного насоса. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов. Задача изобретения - совершенствование конструкции скважинного устройства для перепуска затрубного газа для повышения эффективности работы штангового насосного оборудования скважин, независимо от температурных условий работы скважины и от величины давления затрубного газа. Устройство расположено в затрубном пространстве скважины над уровнем скважинной жидкости в муфте колонны насосно-компрессорных труб. Устройство содержит обратный клапан и радиальный гидравлический канал. В нижней части муфты расположен радиальный гидравлический канал, связанный с одной стороны с затрубным пространством скважины через обратный клапан, а с другой стороны - с полостью НКТ через струйный аппарат. При этом, оси радиального гидравлического канала и струйного аппарата пересекаются в области сопла последнего. Кроме того, устройство содержит колонну насосных штанг с размещенным на ней отклонителем газо-жидкостного потока. Этот отклонитель выполнен в виде втулки с возможностью фиксации в муфте колонны НКТ. Длина отклонителя газо-жидкостного потока меньше расстояния между приемом и выкидом струйного аппарата. Оси радиального гидравлического канала и струйного аппарата перпендикулярны. Возможность фиксации отклонителя газо-жидкостного потока в муфте колонны НКТ может быть реализована, например, путем оснащения муфты НКТ внутренним пазом, а отклонителя газо-жидкостного потока - кольцевым держателем. Использование устройства позволяет осуществлять снижение давления затрубного газа независимо от температурных условий и от величины его давления, позволяя увеличить межремонтный период работы штангово-насосного оборудования. Кроме того, данное устройство позволит уменьшить глубину подвески штангового насоса за счет повышения уровня жидкости над штанговым насосом и тем самым снизить расход НКТ, насосных штанг и увеличить межремонтный период работы установок. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и расширение его функциональных возможностей. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока. Пакер выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенных выше уплотнительного элемента пакера. Внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем. Труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока. В полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. Напротив верхнего и нижнего рядов отверстий полого корпуса поршень оснащен внутренней цилиндрической выборкой и рядом сквозных отверстий. В полом корпусе выше верхнего ряда радиальных отверстий выполнен фигурный паз в виде одной продольной проточки и трех поперечных проточек. Поперечные проточки выполнены из верхней, средней и нижней частей продольной проточки. В фигурном пазу полого корпуса с возможностью осевого и поперечного перемещения установлен направляющий штифт. Он жестко закреплен в поршне выше его верхней внутренней кольцевой выборки. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из средней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний и нижний ряд отверстий с надпакерным и подпакерным пространствами скважины. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из верхней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, верхний ряд отверстий с надпакерным пространством скважины. Нижний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. При размещении направляющего штифта в поперечной проточке, выполненной из нижней части продольной проточки, устройство выполнено с возможностью сообщения внутреннего пространства трубы через ряд сквозных отверстий поршня, внутреннюю цилиндрическую выборку, нижний ряд отверстий с подпакерным пространством скважины. При этом верхний ряд отверстий полого корпуса герметично перекрыт поршнем. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой. Технический результат изобретений - разработка более эффективных средств для извлечения нефти из низкопроницаемых пород-коллекторов, осложненных высоким содержанием парафинов. Азотная компрессорная станция содержит многоступенчатый поршневой компрессор с силовым приводом, выполненным в виде дизельного двигателя, и газоразделительный блок. Выход промежуточной ступени компрессора соединен со входом газоразделительного блока. Выход газоразделительного блока соединен со входом ступени компрессора, следующей за промежуточной ступенью. При этом азотная компрессорная станция содержит теплообменник, вход рабочей среды которого соединен с выходом компрессора. Вход теплоносителя теплообменника соединен с выходом выхлопных газов дизельного двигателя. Газоразделительный блок выполнен в виде половолоконного мембранного блока. Выход рабочей среды теплообменника соединен со входом дополнительного подогревателя. При этом, выход дополнительного подогревателя является выходом станции. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта. Техническая задача - обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Способ включает циклическую принудительную откачку газа из затрубного пространства и снижение в нем давления. Периодически частично перекрывают выкидной коллектор скважины. Повышают давление перед запорным органом коллектора для обеспечения поступления добываемой жидкости в расширительную камеру емкости с упругим элементом и накопления механической энергии в расширительной камере. После этого производят полное открытие запорного органа коллектора. Осуществляют снижению давления перед запорным органом и вытеснение жидкости из расширительной камеры в коллектор за счет накопленной в ней механической энергии. Каждым циклическим увеличением объема части емкости над расширительной камерой обеспечивают всасывание в нее газа затрубного пространства, а уменьшением этого объема - вытеснение из нее поступившего газа в коллектор. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины. По меньшей мере некоторые варианты осуществления включают в себя различные способы для вычисления и отображения измерений буровой скважины в реальном времени для геологического сопровождения бурения скважины и операций бурения. По меньшей мере один вариант осуществления раскрытого способа для вычисления и отображения азимутальной хрупкости включает в себя этап, на котором производят измерения скоростей продольной и поперечной волн как функции положения и ориентации изнутри буровой скважины. Эти измерения скоростей произведены посредством азимутального акустического прибора. Азимутальную хрупкость затем получают на основе по меньшей мере частично скоростей продольной и поперечной волн. Технический результат - повышение достоверности данных планирования геолого-разведочных мероприятий. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса. Технический результат - увеличение добычи и сохранение надежности погружного оборудования за счет его эксплуатации в режиме максимального КПД. По способу откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке и регулируют среднюю во времени подачу установки для согласования с дебитом скважины изменением частоты вращения вала насоса. Подачу насоса в процессе откачки контролируют с помощью расположенного на его выходе погружного расходомера. Откачку производят до достижения на приеме насоса заданного минимального давления, а накопление - до достижения максимального давления. Контроль за величиной давления осуществляют с помощью погружного датчика давления. Частоту вращения вала насоса в течение периода откачки меняют на основе показаний погружного расходомера таким образом, чтобы обеспечить максимальное значение КПД насоса во время откачки. Время накопления ограничивают регламентом нахождения жидкости без движения в наземной арматуре в холодное время года допустимым понижением температуры масла в погружном электродвигателе и допустимой частотой остановок и запусков последнего. Значение максимального давления для сцементированного пласта выбирают из условия максимума добычи, а для пласта, интенсивно разрушающегося в процессе добычи, - из условия минимума выноса механических примесей.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании. В способе периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри или до и после газового оборудования, расход газа через газовое оборудование или перепад давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование. По измеренным значениям формируют показатель загидрачивания работающего газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. При формировании показателя загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Определяемые в безгидратном режиме работы базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита нефти, уменьшения объема перекачиваемой воды и сокращения потребляемой электроэнергии. По способу используют нагнетательные скважины и добывающие скважины, оборудованные насосными установками с электродвигателями. На устье каждой из скважин устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Непрерывно в режиме реального времени измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, в том числе воды. Собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом непрерывно в режиме реального времени. Информацию усредняют за определенный период времени. Обрабатывают и определяют средний дебит по фазам за выбранное время. Сравнивают с заданными параметрами и на основе информации о дебите каждой фазы устанавливают зависимость дебита каждой скважины от объемов закачанной пластовой воды. Выбирают вариант работы насосных установок с электродвигателями добывающих скважин и поддерживают пластовое давление таким образом, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем перекачиваемой пластовой воды и расход электроэнергии - минимальными. При этом при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. Продукцию добывающих скважин сепарируют на фазы и транспортируют, в зависимости от фазы, в систему сбора нефти и газа или систему поддержания пластового давления. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт. По способу осуществляют эксплуатацию скважины. В горизонтальную скважину спускают колонну труб. По колонне труб закачивают изолирующий материал в интервал водопритока продуктивного пласта. Осуществляют отбор нефти до обводнения горизонтальной скважины. Из горизонтальной скважины под основным стволом вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол на 50 м длиннее забоя основного ствола. Спускают в скважину колонну гибких труб - ГТ, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем и фильтром, отверстия которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой. Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ, создавая избыточное давление. Одновременно перемещают колонну ГТ вниз до попадания в дополнительный ствол. Доспускают колонну ГТ до забоя дополнительного ствола. На устье скважины в колонну ГТ устанавливают продавочную пробку. Создают избыточное давление в колонне ГТ выше продавочной пробки, проталкивают продавочную пробку и перемещают полую втулку, открывают отверстия фильтра. По колонне ГТ закачивают микроцементный раствор и продавливают его в дополнительный ствол и призабойную зону. Одновременно поднимают колонну ГТ для заполнения дополнительного ствола скважины микроцементным раствором. Прекращают продавку микроцементного раствора при подъеме давления в колонне ГТ до допустимого значения. Извлекают колонну ГТ из скважины и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора. Отсекают дополнительный ствол от основного ствола горизонтальной скважины установкой глухого пакера в интервале зарезки на входе в боковой ствол. Спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос на технологической колонне труб и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. При обводнении добываемой продукции извлекают из скважины технологическую колонну труб с насосом, производят геофизические исследования и определяют обводняющий интервал горизонтальной скважины. Изолируют обводняющий интервал основного ствола горизонтальной скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкости глушения из газовой скважины за счет непрерывности удаления жидкости, уменьшения расхода газа и энергозатрат. По способу осуществляют непрерывный спуск гибкой трубы во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Подают газ в затрубное пространство скважины. Одновременно подают газ в пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорными трубами непосредственно из шлейфа этой же скважины. Удаляют жидкость глушения на дневную поверхность по гибкой трубе. Подачу газа осуществляют при достижении гибкой трубой уровня жидкости глушения. От уровня жидкости глушения до забоя скважины гибкую трубу спускают с заданной скоростью. Скорость спуска гибкой трубы и минимально необходимый расход газа, обеспечивающий удаление жидкости глушения на дневную поверхность, определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

Наверх