Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами



Владельцы патента RU 2560763:

Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" (RU)

Способ относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке трудноизвлекаемых запасов газа из подземных залежей. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами. По способу осуществляют бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола. Спускают эксплуатационную колонну либо хвостовик. Осуществляют оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром. Изолируют «глухую» часть обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования. При этом в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом - сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории. Этим достигают максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока. Применяют буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром, в нисходящем и восходящем участке ствола скважины. Формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов. Вынос жидкости обеспечивают за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке трудноизвлекаемых газовых залежей.

Известен способ разработки газовых месторождений, включающий разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства и объединением потоков газа разных пластов (Закиров С.Н. и др. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974 г., с. 312). Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.

Известен способ разработки многопластовых газовых месторождений (РФ №2377396, Е21В 43/14, опубликовано 27.12.2009 г.), включающий строительство раздельных сеток добывающих скважин на каждый объект разработки, подключение скважин, эксплуатирующих разные объекты разработки, к единой трубопроводной сети. Разработку месторождения начинают с эксплуатации нижних залежей газа, имеющих более высокое начальное пластовое давление, а вышезалегающие залежи включают в разработку, когда текущее устьевое давление скважин, дренирующих нижние залежи, снизится до начального устьевого давления скважин, дренирующих вышезалегающие залежи.

Все указанные способы применимы только для сеноманских коллекторов, где проницаемость насыщенных газом пластов очень высока. Сосредоточенные в туроне запасы газа являются трудноизвлекаемыми, в первую очередь потому, что проницаемость насыщенных газом горных пород в десятки раз ниже, чем в сеномане, поэтому притоки газа незначительны, и его разработка с использованием традиционных для сеномана вертикальных и наклонно-направленных скважин нецелесообразна из-за низких дебитов, которые не превышают 10-18 тыс. куб. м в сутки, что ниже уровня рентабельности.

Известен способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (РФ №2436943, опубликовано 20.12.2011 г.), включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Забой, в свою очередь, устанавливают ниже кровли пласта по вертикали на расстоянии не менее 2 м. После закачки теплоносителя осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, производят отбор нефти насосом до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара повторяют.

В известном способе выбор профиля обоснован необходимостью формирования требуемого контура подачи теплоносителя в продуктивный пласт. Данный способ применим только при добыче нефти, т.к. обработка ПЗП паром при добыче газа неэффективна.

Задачей изобретения является повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Технический результат от применения предлагаемого способа заключается в обеспечении условий сохранения первичных параметров продуктивного пласта в процессе бурения, увеличении продуктивности, а также использовании конструктивных особенностей скважины и энергии пласта для обеспечения выноса конденсационной жидкости, скапливающейся на забое скважин при их эксплуатации.

Для достижения этого технического результата в способе разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, включающем бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола, спуск эксплуатационной колонны, либо хвостовика, оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром, изоляцию «глухой» части обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования, согласно изобретению в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды, сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории, достигают тем самым максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов, обеспечивая вынос жидкости за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов.

Ключевым отличием применения J-образного профиля скважины при вскрытии неконсолидированных газовых коллекторов является, помимо обеспечения максимальной протяженности вскрытия продуктивного горизонта и увеличения площади фильтрации пластового флюида в скважину, формирование в нижней части ствола зоны аккумулирования пластовой жидкости для ее оптимального выноса на дневную поверхность.

Способ поясняется чертежом, на котором показана скважина с J-образным профилем.

Конструкция скважины включает в себя направление 1, кондуктор 2, эксплуатационную колонну 3, оснащенную сетчатым фильтром 4 в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, отделенным от остальной части колонны гидравлическим пакером 5 с муфтой ступенчатого цементирования 6. В интервалах залегания глинистых отложений установлена неперфорированная обсадная труба 7. Башмак 8 колонны насосно-компрессорных труб (далее НКТ) 9 установлен ниже части ствола - зоны аккумуляции пластовой жидкости 10. По НКТ 9 через фонтанную арматуру 11 газ поступает в кустовой газосборный коллектор (на чертеже не показано).

Осуществление способа покажем на примере скважины №184 Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Проводка скважины №184 на горизонты Т1 и Т2 осуществляется следующим образом: перед началом бурения из-под «башмака» кондуктора 2 производят перевод скважины на эмульсионный буровой раствор на углеводородной основе, а именно на основе эмульсии смеси газойлей и воды. Данный тип раствора обладает низким показателем фильтрации, поэтому фильтрат раствора практически не проникает в пласт и не снижает его фильтрационно-емкостные свойства, но при этом обеспечивает максимальный коэффициент восстановления проницаемости.

Секцию под эксплуатационную колонну 3 бурят долотом диаметром 222,3 мм. Вход в пласт Ti производят с зенитным углом 76,7°, далее, при достижении угла 83,72° бурят участок стабилизации, вскрывающий плотные глинистые разделяющиеся пласты Т1 и Т2; на глубине 1511 метров (по стволу), перед подошвой Т2, начинается второй набор зенитного угла; ствол, повторно, по восходящей траектории проходит через пласты T1 и Т2; окончательный забой - 1810 метров (кровля пласта T1), при зенитном угле 111°. Таким образом, проходка по продуктивным пластам T1 и Т2 составляет 856 метров, против 300 м в пологих наклонно-направленных скважинах и 500 м в скважинах с субгоризонтальным окончанием. Геофизические исследования при бурении данного интервала производят на бурильных трубах в два этапа: при забое 1511 метров и при окончательном забое 1810 метров, с перекрытием предыдущего интервала. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной 3 диаметром 168 мм, в состав которой входит сетчатый фильтр 4 диаметром 168 мм. Эксплуатационную колонну 3 цементируют в одну ступень, через муфту ступенчатого цементирования 6. Сетчатый фильтр 4 изолируют от цементируемой колонны пакером 5 на глубине 952 метра (кровля пласта Т1). После затвердевания цементного камня и испытания эксплуатационной колонны 3 на герметичность производят разбуривание внутренней части пакера 5 и нормализацию сетчатого фильтра 4 эксплуатационной колонны 3. Производят спуск НКТ 9, с установкой башмака 8 в нижней точке ствола (1511 м). Вызов притока осуществляют компрессированием, при помощи колтюбинговой установки (на чертеже не указано).

Для туронских коллекторов характерны низкие фильтрационно-емкостные свойства и высокая остаточная водонасыщенность, вследствие чего при эксплуатации скважин на забое скапливается конденсационная жидкость. Конструкция скважины №184 обеспечивает увеличение продуктивности и максимально возможный вынос скапливающейся в процессе эксплуатации жидкости. Газ из пластов Т1 и Т2, из фильтровой части 4 J-образного профиля, по нисходящей траектории поступает в нижнюю часть скважины, в зону аккумуляции пластовой жидкости 10. Здесь за счет увеличения суммарного дебита обеспечиваются достаточные скорости газового потока для выноса скапливающейся жидкости в процессе эксплуатации под действием силы гравитации. Далее, по НКТ 9 через фонтанную арматуру 11 газ поступает в кустовой газосборный коллектор, где происходит смешивание потоков газа из туронских и сеноманских скважин Южно-Русского нефтегазового месторождения.

Таким образом, за счет увеличения длины ствола по продуктивной части пласта достигается увеличение дебита, а следовательно, и скорость газового потока. А за счет J-образного профиля скважины и спуска НКТ в его нижнюю точку, где формируется зона аккумуляции пластовой жидкости, обеспечивается вынос скапливающейся в этой части конденсационной жидкости в процессе эксплуатации, что позволит избежать снижения продуктивности таких скважин и уменьшить необходимость их продувки.

Использование данного способа освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, представленных неконсолидированными заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами, позволяет получить ряд преимуществ.

1. Применение бурового раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия пласта позволяет свести к минимуму воздействие на продуктивную призабойную зону пласта в процессе бурения скважин, что обеспечивает сохранение первичных параметров пласта, отличающегося и так низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

2. Увеличение дебита за счет длины профиля и поступления газа из нескольких продуктивных пластов позволяет увеличить скорость газового потока до величины, необходимой для выноса скапливающейся в процессе эксплуатации конденсационной жидкости.

Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами, включающий бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола, спуск эксплуатационной колонны либо хвостовика, оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром, изоляцию «глухой» части обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования, отличающийся тем, что в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом, применяя буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды, сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории, достигают тем самым максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока, ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром в нисходящем и восходящем участке ствола скважины, формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов, обеспечивая вынос жидкости за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области добычи газа и, в частности, к ремонту газодобывающих скважин, из которых необходимо удалять скапливающуюся на забое жидкость - воду, газоконденсат. Техническим результатом изобретения является обеспечение безопасной эксплуатации скважин. По способу на устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование. Затем через него на безмуфтовой длинномерной трубе спускают в лифтовую колонну пакер-пробку, изготовленную из растворимого материала и снабженную установочной компоновкой. В лифтовую колонну подают продавочную жидкость, под давлением которой пакер-пробкой герметизируют трубное пространство лифтовой колонны. В лифтовую колонну закачивают негорючий газ для вытеснения продавочной жидкости из этой колонны. Извлекают на поверхность безмуфтовую длинномерную трубу вместе с установочной компоновкой. Спускают в лифтовую колонну до пакер-пробки на безмуфтовой длинномерной трубе хвостовик, состоящий из подвески хвостовика с разъединителем и колонны труб, диаметр которых меньше внутреннего диаметра лифтовой колонны. Затем закачивают в лифтовую колонну растворитель. После растворения пакер-пробки спускают хвостовик на необходимую глубину. В безмуфтовую длинномерную трубу спускают продавочную пробку или шар и подают продавочную жидкость до посадки продавочной пробки или шара в посадочный узел подвески хвостовика. Затем прокачкой дополнительных порций продавочной жидкости приводят в действие исполнительные механизмы подвески хвостовика и разъединителя. После этого на безмуфтовой длинномерной трубе извлекают разъединитель вместе с продавочной пробкой или шаром из скважины. Демонтируют противовыбросовое оборудование и запускают скважину в работу. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин. Способ включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию. При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности. Проводят обследование эксплуатационной колонны с выявлением интервала негерметичности и скреперование поверхности под пакер. На поверхности скважины выполняют монтаж внутрискважинного оборудования и по мере монтажа спускают с определенной скоростью в скважину. При этом конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с приводом ЭЦН. К насосно-компрессорной трубе (НКТ) внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер. На пакер навинчивают сбивной клапан, свинчивают НКТ с реперным патрубком и колонной НКТ. Колонну НКТ подгоночным патрубком на резьбе герметично закрепляют планшайбой в устье скважины и скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения ЭЦН под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма. Устройство включает металлический стержень, представляющий собой насосную штангу, головку, при помощи резьбового соединения прикрепленную к нижней части металлического стержня, манжету, установленную на металлическом стержне с возможностью перемещения вдоль его оси, шплинт, установленный в металлическом стержне и головке так, чтобы предотвращать отвинчивание головки, стопор. Стопор выполнен с возможностью закрепления в предварительно заданном месте на металлическом стержне так, чтобы обеспечивать движение манжеты в предварительно заданном диапазоне. Стопор представляет собой кольцо с трапецеидальным сечением, при этом диаметр кольца в ближней к головке части соответствует диаметру головки, и в стопоре выполнен по меньшей мере один канал для текучей среды. Повышается надежность и удобство эксплуатации свабовой мандрели. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб. Устройство содержит насос со входом и выходом, трубопровод, имеющий жидкостное соединение с указанным выходом насоса. Имеется приводной блок, соединенный с питающим кабелем, например с кабель-тросом. Приводной блок содержит приводной вал для приведения насоса в действие. Насос представляет собой возвратно-поступательный насос, содержащий по меньшей мере один насосный блок с первым подвижным элементом для обеспечения всасывания скважинного флюида в первую камеру и вытеснения скважинного флюида из первой камеры. Устройство дополнительно содержит компенсирующее устройство. Оно имеет компенсационную камеру с компенсирующим подвижным элементом, разделяющим компенсационную камеру на первую секцию камеры и вторую секцию камеры. Первая секция камеры имеет жидкостное соединение со скважинным флюидом. Вторая камера устройства имеет жидкостное соединение со второй секцией камеры. 3 н. и 20 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. Техническим результатом является обеспечение возможности откачки газа из затрубного пространства в выкидной коллектор скважины для различных способов механизированной добычи нефти. Устройство для отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины содержит цилиндр насоса для входа и выхода перекачиваемой жидкости, плунжер в цилиндре, обратные клапаны, расположенные по обе стороны цилиндра и сообщающие полость цилиндра с затрубным пространством скважины. Плунжер в цилиндре выполнен в виде двух поршней, соединенных штоком. Шток проходит через сальник цилиндра, по обе стороны которого к цилиндру через переключатель потока подведены линии для входа и выхода добываемой продукции. Одна из линий соединена с выкидным коллектором скважины до разрывной задвижки в коллекторе, а другая после нее. К обоим торцам цилиндра через одну пару обратных клапанов подведены газовые линии от затрубного пространства, а через другую пару клапанов торцы цилиндра соединены с выкидным коллектором после разрывной задвижки. В торцах цилиндра установлены электрические контакты, соединенные с электромагнитным приводом переключателя потока. 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины. Предложена интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб, выполненного из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование. При этом подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль, размещенный между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым. Причем измерительный модуль содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления, установленный в держателе и снабженный погружным оптоволоконным кабелем, закрепленным бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами. Оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем, который имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком, который в свою очередь имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора. При этом погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой, а оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС). Регулируемые клапаны и датчики КИП размещены в обособленных каналах, сообщающих раздельно колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пластами добывающих и нагнетательных скважин, с возможностью передачи управляющих команд и информации о технологических параметрах флюида и закачиваемой водогазовой смеси от датчиков КИП по кабелям связи на панели управления соответствующих скважин на станции управления нефтедобывающим комплексом, связанную силовыми кабелями электропитания с электроприводами глубинных насосов добывающих скважин. МПС содержит автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) добывающих скважин, распределительный коллектор (РК) нагнетательных скважин, винтовой газожидкостный, отстойные жидкостный и трехфазный газожидкостный сепараторы, последний входом соединен трубопроводом с АГЗУ и трубопроводами с колоннами НКТ добывающих скважин, снабженными газожидкостным эжектором с байпасом, сообщающимися с межтрубным пространством, а выкидами по нефти - с винтовым газожидкостным и по воде - с жидкостным отстойным сепараторами, водогазовый эжектор, соединенный с колоннами НКТ нагнетательных скважин через РК посредством трубопроводов с запорной арматурой и обратным клапаном, встроенными в трубопровод дожимными насосами с байпасом, сообщающийся с колоннами НКТ нагнетательных скважин, силовой объемный насос с частотно-регулируемым электроприводом, емкость с поверхностно-активным веществом, сообщающуюся с приемной камерой водогазового эжектора. Выкиды по нефти жидкостного отстойного и винтового газожидкостного сепараторов соединены с нефтесборником. Выкид по воде жидкостного отстойного сепаратора соединен с резервуаром воды, который сообщен с силовым насосом. Выбросы газа из трехфазного отстойного и винтового газожидкостных сепараторов соединены газопроводами с газонакопителем, последний соединен с водогазовым эжектором и хемосорбционным газоочистителем с газоперекачивающим агрегатом на производственные и социально-бытовые нужды. Технический результат заключается в повышении дебита и нефтеотдачи пластов нефтяных залежей. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин. Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и/или графически отображают области значений изотопного состава для эталонных проб и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту. Технический результат - увеличение объемов добычи газа за счет улучшения условий эксплуатации газовых скважин и технологического оборудования и обеспечение безопасной работы газового промысла. По способу создают газодинамическую модель системы добычи газа, объединяющую скважины с газосборной сетью промысла. В эту модель вводят результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа в скважинах от расхода газа. После этого модель настраивают на фактические параметры работы системы добычи газа за предыдущий период. Задают пластовое давление по каждой скважине и определяют давление на входе системы подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с промысла в соответствии с фактическими данными предыдущего периода работы промысла. При этом определяют положение регулируемых дросселей в обвязке скважин из условия обеспечения минимальных потерь пластовой энергии при соблюдении геолого-технических ограничений для безопасной эксплуатации скважин и газосборной сети. Получают газодинамическую характеристику системы добычи газа. Создают газодинамическую модель системы подготовки газа к транспорту, объединяющую установки очистки, осушки, компримирования и внутрипромыслового транспорта газа, которую, как и предыдущую газодинамическую модель, настраивают на фактические параметры работы системы подготовки газа к транспорту за предыдущий период. Задают давление на выходе данной системы и определяют давление на ее входе при различных отборах газа с промысла, определяя положение регулирующих элементов из условия обеспечения максимальной добычи газа при минимальных потерях пластовой энергии и соблюдении геолого-технологических ограничений, обеспечивающих безопасную эксплуатацию упомянутых установок. Получают газодинамическую характеристику системы подготовки газа к транспорту, которую вместе с газодинамической характеристикой системы добычи газа представляют на одном графике. По точке пересечения кривых определяют максимальный технологический режим газового промысла. Этот режим включает давление на входе системы подготовки газа к транспорту и объем добычи газа с соответствующими им параметрами работы скважин, газосборной сети, установок очистки, осушки, компримирования, внутрипромыслового транспорта газа в период пиковых отборов газа при обеспечении безопасной эксплуатации упомянутых скважин, сетей и установок. 3 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде. В способе измерения реологических свойств технологических жидкостей, включающем измерение движения жидкости под действием перепада давления через канал с фиксированной геометрией из проточной ячейки, определяют изменение давления газа в газовом буфере, создающем перепад давления в измерительной ячейке. При этом в качестве канала с фиксированной геометрией используется мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера сечения мембраны к размеру свободного сечения отверстия не менее 5, с расчетом по функциональной зависимости вида: , где Kt - интегральный реологический показатель, ΔP(t) - функциональная зависимость перепада давления, Па, от времени t, с, Δt - время истечения образца, с. При этом реализуется способ на устройстве, которое содержит измерительную проточную ячейку, выполненную в виде вертикального цилиндрического резервуара, в нижней части которого размещена мембрана с по меньшей мере одним отверстием, имеющим размер свободного сечения 50-2000 мкм при толщине мембраны 50-2000 мкм и отношении размера мембраны к размеру сечения отверстия не менее 5, а верхняя часть соединена с резервуаром переменного объема, заполняемого постоянным количеством газа, выполненным в виде шприцевого насоса, снабженного манометром. Техническим результатом является повышение эффективности способа с одновременным отражением свойств жидкости в пластовых условиях. 2 н.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл., 5 пр.,
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-08-20 2015-08-19T17:24:39
Наверх