Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией



Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией
Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией

 


Владельцы патента RU 2575856:

Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет снижения объемов попутно добываемой воды. Устройство содержит вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонну штанг и колонну лифтовых труб, фильтр, установленный ниже всасывающего клапана. На устье скважины расположена станция управления с частотным преобразователем для регулирования работы штангового глубинного насоса. На наружной поверхности колонны лифтовых труб закреплен дополнительный скважинный трубопровод. Он обеспечивает гидравлическую связь нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела. Имеется средоразделитель, соединенный посредством штока с нижней частью фильтра. Колонна лифтовых труб имеет замковую опору для установки в нее вставного штангового глубинного насоса или всасывающего клапана невставного штангового глубинного насоса. Она выполнена с хвостовиком, обеспечивающим возможность гидравлической связи призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом. При этом в рабочем положении устройства обеспечена гидравлическая связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб через дополнительный скважинный трубопровод и одновременно обеспечено прерывание гидравлической связи глубинного насоса с внутренней полостью обсадной колонны через хвостовик за счет герметичного перекрытия хвостовика средоразделителем. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче отсепарированной от газа и воды нефти штанговым глубинным насосом из скважин с высокой продуктивностью.

Известны варианты способа добычи скважинной продукции и глубинно-насосных устройств для их осуществления [1]. Один из вариантов способа заключается в откачке скважинной продукции штанговым глубинно-насосным устройством двойного действия, состоящим из корпуса с парой цилиндр - плунжер, всасывающих и нагнетательных клапанов, при этом им одновременно откачивают газожидкостную смесь и дегазированную жидкость или нефть и воду раздельно или продукцию двух нефтеносных пластов различного химического состава с различными физическими свойствами разными рабочими полостями цилиндра, расположенными ниже и выше разделяющего их плунжера; нижней полостью откачивают газожидкостную смесь, газ, воду или продукцию из нижнего нефтеносного пласта, при этом в нижнюю полость газожидкостная смесь поступает непосредственно из эксплуатационной колонны или по хвостовику, спущенному до забоя, а в верхнюю полость дегазированная скважинная жидкость поступает из газосепарационной приемной боковой камеры или вода и нефть, или продукция нижнего и верхнего нефтеносных пластов, поступающих из газосепарационной приемной камеры или напорной камеры подготовки и приема, где газосепарационную камеру образуют между корпусом насоса и корпусом приемной камеры, в которую скважинная жидкость поступает через боковые приемные отверстия, где при повороте направления потока ее дегазируют, а далее, при ходе плунжера вниз, отсасывают в верхнюю полость глубинного насоса, которую далее, при ходе плунжера вверх, нагнетают в колонну подъемных насосно-компрессорных труб, при этом одновременно, при ходе плунжера вниз, отжимают вверх продукцию, находящуюся под плунжером через полый шток разделительной перегородки насоса, а при ходе плунжера вверх область, находящуюся под плунжером, заполняют новой порцией скважинной продукции.

Один из вариантов глубинного насоса состоит из двух концентрично расположенных корпусов, внутренний из которых является одновременно и корпусом, и цилиндром, плунжера, разделительной перегородки с замковым упором с наружными и внутренними уплотнителями, образующей с плунжером одну рабочую полость, полого штока, пропущенного через разделительную перегородку, узла всасывающего клапана, образующего с плунжером другую рабочую полость, нижняя из которых сообщена со стволом скважины через очистную газоотбивающую сетку или газосепаратор погружного типа, служащий наружным корпусом и приемной камерой верхней полости глубинного насоса для отделения газа и выброса его в затрубное пространство через перепускной клапан и поступления отсепарированной жидкости с остаточным газом в нижнюю рабочую полость, когда наружный корпус служит приемной камерой верхней рабочей полости и сообщен с ней боковым всасывающим клапаном и очистной газоотбивающей сеткой, при этом рабочие полости и их приемные камеры отделены друг от друга пакером для обеспечения раздельной откачки продукции двух нефтеносных пластов, а приемные камеры имеют пружинно-регулировочные клапаны, позволяющие регулировать величины забойных давлений против нефтеносных пластов.

Недостатком данного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции глубинно-насосного оборудования, которую трудно осуществить на практике. Вместе с тем, известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием глубинного штангового насоса (ГШН), так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, конструкция насоса не позволяет производить его подъем на устье для замены или ремонта без подъема колонны лифтовых труб.

Известны также способ добычи жидкости и газа из скважины и штанговая насосная установка для его осуществления [2]. Штанговую насосную установку выполняют таким образом, что в крайнем верхнем положении плунжера ее надплунжерную часть гидравлически сообщают с подплунжерной частью. В процессе эксплуатации из межтрубного пространства скважины откачивают свободный газ штанговой насосной установкой, при этом в ней одновременно повышают коэффициент наполнения и устраняют гидравлические удары путем поддерживания динамического уровня на приеме штанговой насосной установки с обеспечением сепарирования потока жидкости, который вводят из полых штанг в кольцевое пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и сплошных штанг, при этом в каждом цикле откачки отсепарированную жидкость направляют в накопитель между колонной НКТ и полых штанг, а в конце восходящего хода плунжера отсепарированную жидкость из накопителя вводят во внутреннюю полость цилиндра через дросселирующее устройство, причем ввод потока жидкости из полых штанг в кольцевое пространство предусматривают в зоне, где давление в потоке жидкости ниже давления насыщения.

Недостатком известного способа добычи нефти является то, что для его осуществления внесли значительные изменения в конструкцию стандартного невставного ГШН. Особенности предлагаемой конструкции не предусматривают возможности ее применения при использовании вставных ГШН. Также недостатком является наличие перетока флюида из колонны лифтовых труб в подплунжерную полость насоса, что значительно снижает производительность насосной установки.

Известны также способ и устройство для подъема жидкостей из скважин [3]. Способ включает подъем жидкости в нижней ступени посредством электрического погружного насоса, отделение жидкости от газа, направление газа в затрубное пространство и подъем жидкости в верхней ступени посредством ГШН. Подъем жидкости в нижней ступени осуществляют на высоту, превышающую уровень входа в ГШН, при этом часть жидкости направляют в затрубное пространство через отверстия, выполненные в колонне НКТ на высоте, превышающей уровень входа в ГШН. Устройство для подъема содержит электрический погружной насос, сепаратор и ГШН для подъема жидкости в верхней ступени. На колонне НКТ, выше уровня входа в ГШН, выполнены отверстия, сообщающие полость колонны НКТ с затрубным пространством.

Недостатком известных способа и устройства для подъема жидкости из скважин является то, что для его осуществления в скважину спускают компоновку из двух насосов, один из которых - погружной электроцентробежный насос, а это влечет за собой значительный рост потребления электроэнергии. Кроме того, наличие в компоновке дополнительного оборудования повышает риск отказа системы в целом.

Наиболее близкими по технической сущности к заявляемой группе изобретений являются способ подъема газожидкостной смеси скважин и установка для его осуществления [4]. Способ заключается в подъеме жидкости глубинным насосом с использованием энергии газа и давления гидростатического столба газожидкостной смеси, которая находится над приемом насоса. К глубинному насосу подают жидкость сверху вниз по изолированному от забоя кольцевому пространству, отделив газ. Откачивают газ и распространяют его подъемную энергию по всему стволу скважины. Давлением столба дегазированной жидкости снимают часть нагрузки от веса поднимаемой по колонне скважиной продукции. Установка содержит глубинные насосы, всасывающие и нагнетательные клапаны, колонны штанг и труб, газоперепускные клапаны. Нижний насос выполнен одинарного действия с кольцевым каналом между корпусом и кожухом и приемной камерой. Верхний насос выполнен с поршнем двойного действия, боковыми всасывающими и нагнетательными клапанами. Оба насоса соединены между собой. Также имеется газосепаратор-деэмульсатор.

Недостатком известного способа добычи нефти и устройства для его осуществления является сложность конструкции, включающей два ГШН, при этом известный способ добычи нефти не позволяет обеспечить полную сепарацию газа из пластового флюида, поступающего на прием ГШН, так как процесс сепарации газа происходит в кольцевом пространстве, образованном корпусом насоса и кожухом, причем объем этого кольцевого пространства незначителен, так как линейные размеры кожуха не превышают размеры используемого насоса, а его диаметр ограничен габаритами ствола скважины. Кроме того, отсутствует возможность смены насоса без подъема колонны лифтовых труб.

Задачей, решаемой группой изобретений, является создание способа добычи нефти из скважин с высокой обводненностью, а также высоким газовым фактором на месторождениях с низким пластовым давлением, обеспечивающего подачу отсепарированного естественным образом пластового флюида непосредственно с динамического уровня скважины, не требующего внесения изменений в конструкцию стандартных глубинно-штанговых насосов. Также задачей изобретений является повышение эффективности добычи и снижение затрат на подъем, транспортировку и подготовку нефти за счет снижения объемов добываемой попутной воды.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти с внутрискважинной сепарацией с использованием штангового глубинного насоса, заключающемся в том, что к глубинному насосу подают нефть сверху вниз по дополнительному скважинному трубопроводу, предварительно отсепарированную естественным образом вследствие гравитационного разделения в процессе подъема по затрубному пространству скважины от газа и воды, обеспечивают такую работу штангового глубинного насоса, при котором динамический уровень устанавливается выше, а водонефтяной раздел ниже входа скважинного трубопровода.

Кроме этого, подаваемую к глубинному насосу нефть могут предварительно ингибировать химическим реагентом, подаваемым на вход дополнительного скважинного трубопровода с устья скважины.

Поставленная задача также решается за счет того, что устройство, содержащее вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонны штанг и лифтовых труб, фильтр, устанавливаемый ниже всасывающего клапана, согласно изобретению содержит расположенную на устье скважины станцию управления с частотным преобразователем, регулирующим работу штангового глубинного насоса, и дополнительный скважинный трубопровод, закрепленный на наружной поверхности колонны лифтовых труб с обеспечением гидравлической связи нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела; колонна лифтовых труб выполнена с хвостовиком, обеспечивающим гидравлическую связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом до установки в нее вставного штангового глубинного насоса или поршня невставного штангового глубинного насоса.

Для герметичного перекрытия хвостовика устройство может содержать средоразделитель, соединяемый посредством штока с нижней частью фильтра.

Кроме этого, устройство может содержать блок дозирования реагентов, расположенный на устье скважины и гидравлически связанный с верхней частью дополнительного скважинного трубопровода.

Способ добычи нефти с внутрискважинной сепарацией поясняется чертежами, на которых изображено устройство для добычи нефти, при этом на фиг.1 изображено устройство в рабочем положении; на фиг.2 - компоновка устройства до установки глубинного насоса в колонне лифтовых труб.

Нефтяная скважина 1 с установленным на устье станком-качалкой 2 и блоком дозирования реагентов 3 оснащена обсадной колонной 4, внутри которой в колонне лифтовых труб 5 на замковой опоре 6 установлен ГШН 7 с плунжером 8, который посредством колонны штанг 9 связан со станком-качалкой 2. ГШН 7 оснащен всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами. Всасывающий клапан 10 через фильтр 12 и канал 13 гидравлически связан с дополнительным скважинным трубопроводом 14, вход которого - приемная полость 15 - расположен внутри обсадной колонны 4 ниже динамического уровня 16, но выше водонефтяного раздела 17, и гидравлически связан посредством линии подачи реагента 18 с блоком дозирования реагентов 3. В нижней части фильтра 12 на штоке 19 установлен средоразделитель 20, герметично перекрывающий хвостовик 21, который, в свою очередь, гидравлически связан с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 и через верхние (ВДП) 23 и нижние (НДП) 24 дыры перфорации с призабойной зоной продуктивного пласта (не показан).

Для осуществления добычи нефти устройство устанавливают в рабочее положение в два этапа. На первом этапе в скважину спускают компоновку (фиг.2), включающую колонну лифтовых труб 5 с замковой опорой 6, хвостовиком 21 и дополнительным скважинным трубопроводом 14, закрепленным на наружной поверхности лифтовой колонны 5. При этом скважинный трубопровод 14 через канал 13 гидравлически связан с внутренней полостью лифтовой колонны 5 и через хвостовик 21 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4. Верхняя часть трубопровода 14 оснащена насадкой 25, обеспечивающей прохождение скважинного флюида и одновременно с этим гидравлическую связь с дозаторным блоком 3 посредством линии подачи реагента 18. Во время спуска компоновки происходит беспрепятственное заполнение лифтовой колонны 5 и скважинного трубопровода 14 пластовым флюидом, находящимся в полости 22 обсадной колонны 4. На втором этапе, после достижения заданной глубины установки замковой опоры 6, в скважину на колонне штанг 9 спускают глубинный насос 7 с плунжером 8, всасывающим 10 и нагнетательным 11 клапанами, фильтром 12, в нижней части которого на штоке 19 установлен средоразделитель 20. Одновременно с посадкой глубинного насоса 7 на замковой опоре 6 средоразделитель 20 входит в хвостовик 21 и герметично перекрывает его, таким образом прерывается гидравлическая связь глубинного насоса 7 с внутренней полостью 22 обсадной колонны 4 через хвостовик 21.

Способ добычи нефти осуществляют следующим образом. Пластовый флюид через интервал перфорации, ограниченный сверху верхними дырами перфорации (ВДП) 23 и снизу - нижними дырами перфорации (НДП) 24, из призабойной зоны поступает во внутреннюю полость 22 обсадной колонны 4, что вызвано работой глубинного насоса 7, поднимается вверх по стволу скважины к уровню водонефтяного раздела 17. При этом вследствие разности удельных весов происходит его гравитационное разделение на воду, нефть и газ. Нефть и растворенный в ней попутный газ поднимаются выше к динамическому уровню 16, а более тяжелая вода опускается вниз на уровень НДП 24, где забойное давление выше, чем на уровне ВДП 23. При этом часть попутной воды через НДП 24 фильтруется обратно в пласт за счет разницы гидростатического давления между НДП 24 и ВДП 23, вытесняя в нем более легкую нефть на уровень ВДП 23. По мере подъема нефти к динамическому уровню 16 происходит ее естественная сепарация, и выделившийся попутный газ, скапливаясь в затрубном пространстве 26 над динамическим уровнем 16, поступает на устье скважины и далее в нефтесборный коллектор (не показан).

При работающем станке-качалке 2 вместе с перемещением вверх колонны штанг 9 в глубинном насосе 7 вверх перемещается плунжер 8 и дегазированная, практически, безводная нефть с динамического уровня 16 по трубопроводу 14 через канал 13, полость 27, фильтр 12 и открытый всасывающий клапан 10 поступает в глубинный насос 7. При этом через насадку 25 в трубопровод 14 с динамического уровня 16 поступает новая порция отсепарированной безводной нефти. Одновременно из дозаторного блока 3 по линии подачи реагента 18 через насадку 25 в трубопровод 14 подают порцию химического реагента, который, смешиваясь с находящейся в нем нефтью, ингибирует ее, предотвращая тем самым образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и их выпадение на внутренней поверхности трубопровода 14, глубинном насосе 7 и внутренней поверхности лифтовой колонны 5.

Во время хода колонны штанг 9 вниз всасывающий клапан 10 закрывается, и нефть через открытый нагнетательный клапан 11 и плунжер 8 нагнетается в лифтовую колонну 5 и далее на устье скважины. С помощью станции управления с частотным преобразователем 28 подбирают такой режим работы глубинного насоса 7, при котором в скважине формируется саморегулирующая система, которая стабилизирует динамический уровень 16 и уровень водонефтяного раздела 17, при этом должно соблюдаться условие: динамический уровень 16 устанавливается выше, а водонефтяной раздел 17 ниже входа 15 скважинного трубопровода 14. Вследствие этого часть попутной воды, поступающей в скважину через ВДП 23, не поднимается вверх, к глубинному насосу 7, а опускается вниз к НДП 24 и фильтруется обратно в пласт, тем более что нижняя часть залежи, как правило, характеризуется повышенными продуктивными характеристиками и более высокой обводненностью.

Техническим результатом предлагаемого способа добычи нефти и устройства для его осуществления является то, что в процессе добычи безводной и, в значительной степени, дегазированной нефти, поступающей с динамического уровня скважины в глубинный насос, снижается вредное влияние газа на работу подземного оборудования, тем самым увеличивается коэффициент заполнения и обеспечивается стабильная работа, повышается его межремонтный период. Кроме того, внутрискважинная сепарация попутной воды повышает эффективность добычи, так как снижаются затраты на подъем, транспортировку и подготовку нефти. Кроме того, данный способ предполагает уменьшение добычи попутной воды и в некоторых случаях он может служить альтернативой добычи нефти с применением ЭЦН.

Источники информации

1. RU 2189433, МПК E21B 43/00, опубл. 20.09.2002 г.

2. RU 2203396, МПК E21B 43/00, опубл. 27.04.2003 г.

3. RU 2325553, МПК F04B 47/00, опубл. 27.05.2008 г.

4. RU 2114282, МПК E21B 43/00, опубл. 27.06.1998 г.

1. Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией, содержащее вставной или невставной штанговый глубинный насос, всасывающий и нагнетательный клапаны, колонну штанг и колонну лифтовых труб, фильтр, установленный ниже всасывающего клапана, отличающееся тем, что оно содержит расположенную на устье скважины станцию управления с частотным преобразователем для регулирования работы штангового глубинного насоса, дополнительный скважинный трубопровод, закрепленный на наружной поверхности колонны лифтовых труб с обеспечением гидравлической связи нижней его части с колонной лифтовых труб ниже уровня установки фильтра, а верхней части - с внутрискважинным пространством ниже динамического уровня, но выше водонефтяного раздела, и средоразделитель, соединенный посредством штока с нижней частью фильтра, колонна лифтовых труб имеет замковую опору для установки в нее вставного штангового глубинного насоса или всасывающего клапана невставного штангового глубинного насоса и выполнена с хвостовиком, обеспечивающим возможность гидравлической связи призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб и дополнительным скважинным трубопроводом, при этом в рабочем положении устройства обеспечена гидравлическая связь призабойной зоны скважины с колонной лифтовых труб через дополнительный скважинный трубопровод и одновременно обеспечено прерывание гидравлической связи глубинного насоса с внутренней полостью обсадной колонны через хвостовик за счет герметичного перекрытия хвостовика средоразделителем.

2. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что оно содержит блок дозирования реагентов, расположенный на устье скважины и гидравлически связанный с верхней частью дополнительного скважинного трубопровода.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для добычи магматической лавы из магматических озер, расположенных в кратерах действующих вулканов, или в полостях спящих вулканов, или вблизи от них, как имеющих выход на поверхность земли, так и находящихся на глубине.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции.

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.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин.

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).

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.

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 скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения. В одном аспекте открытия способ включает в себя инициирование работы механизма моделирования пласта-коллектора и, следом за инициированием работы механизма моделирования, извлечение данных о месторождении из внешнего источника данных через сеть передачи данных и использование извлеченных данных как части выполняющегося моделирования. В некоторых вариантах осуществления, колода с данными может предоставляться механизму моделирования, прежде чем будет инициирована работа механизма моделирования. Колода с данными может включать в себя информацию для установления сетевых линий связи между механизмом моделирования пласта-коллектора и внешним сервером данных. Технический результат - повышение точности данных моделирования. 3 н. и 17 з.п.ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой (битумной) нефти. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию залежи битумной нефти шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками. Создают из основных и участковых подземных горно-подготовительных выработок каналы доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательно-нагревательных скважин для теплового и газожидкостного воздействия на продуктивный пласт. Нагнетательно-нагревательные скважины бурят в верхней части и наклонно по мощности продуктивного пласта и обустраивают трубчатыми теплообменными устройствами, подключенными к устройству нагревания и обеспечения циркуляции по ним теплонесущей текучей среды. Отбор нефти ведут добычными скважинами, пройденными в нижней части продуктивного пласта. Эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти ведут с подачей сжиженной пропанобутановой смеси в кольцевые зазоры между перфорированными обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин и трубчатыми теплообменными элементами систем циркуляции теплонесущей текучей среды. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют в качестве топливного газа на газотурбинной электростанции для генерации электрической и тепловой энергии. Кроме того, сухой отбензиненный газ также используют в качестве топливного газа для нагревания теплонесущей текучей среды в системах циркуляции нагнетательно-нагревательных скважин. Техническим результатом является снижение энергозатрат теплового воздействия на продуктивный пласт и повышение его нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 5 пр.
Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для подготовки потенциального осваиваемого месторождения к разведочному и эксплуатационному бурению. Технический результат - предотвращение аварий при бурении поисково-разведочных и/или эксплуатационных скважин на площади потенциального месторождения из-за вскрытия скоплений высоконапорного природного газа в верхней части разреза. Способ характеризуется тем, что осуществляют проведение сейсмических исследований разреза горных пород на площади потенциального малоизученного месторождения. Определяют интервалы залегания его продуктивных залежей и интервалы возможных скоплений природного газа - газовые карманы в верхней части разреза. Определяют места заложения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Осуществляют бурение пилотной-первоочередной скважины с использованием противовыбросового оборудования, отбором керна и исследованиями околоскважинного пространства для уточнения интервалов возможного скопления природного газа. Вскрывают пилотной скважиной эти интервалы, добывают из них газ с понижением пластового давления до значения не более гидростатического. Сооружают поисково-разведочные и эксплуатационные скважины на продуктивные залежи потенциального месторождения, в том числе с возможным вскрытием этими скважинами в верхней части разреза горных пород интервалов с отобранным газом. Пилотную скважину, выполнившую задачу добычи газа, предусматривают для использования в качестве наблюдательной для контроля за перетоками газа из нижних горизонтов. 1 пр.

Изобретение относится к способу и устройству для обработки потока исходного продукта (сырого синтез-газа/сингаза), получаемого в процессе подземной газификации угля (ПГУ). Устройство содержит сепаратор для отделения жидкостей и твердых частиц от сырого сингаза, получаемого в процессе ПГУ, содержащий сосуд, содержащий верхнюю секцию и нижнюю секции; входной канал для подачи газа; выходной канал для газа, расположенный над входным каналом для подачи газа; выходной канал для жидкостей, расположенный под входным каналом для подачи газа; и корзиночный фильтр, размещенный в нижней секции сосуда, при этом нижняя секция сосуда вмещает отделяемые жидкости и твердые частицы; и выводную систему для направления сырого сингаза, содержащего высокую концентрацию кислорода, в атмосферу, при этом выводная система содержит вертикально расположенный сосуд; выходной канал для газа в верхней части сосуда; жидкостное уплотнение в нижней части сосуда; и входной канал для газа для подачи поступающего сингаза в жидкостное уплотнение. Изобретение позволяет сделать поток обработанного продукта ПГУ пригодным для последующего применения, например, для выработки энергии или в химическом производстве. Изобретение можно также использовать для изоляции, обработки и манипуляций с потоком исходного продукта ПГУ, который образуется при поджиге или выводе из эксплуатации подземного газогенератора. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. При эксплуатации скважины проводят спуск в скважину первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Пакер размещают ниже несплошности эксплуатационной колонны, затем устанавливают пакер. Осуществляют спуск второй - малой колонны насосно-компрессорных труб внутри первой колонны насосно-компрессорных труб с пакером. Осуществляют отбор пластовой продукции по второй малой колонне насосно-компрессорных труб. Для проведения работ выбирают скважину, добывающую нефтяную эмульсию с малым дебитом, способным быть воспроизведенным штанговым насосом в малой колонне насосно-компрессорных труб. В качестве насоса в малой колонне насосно-компрессорных труб подбирают штанговый насос, обеспечивающий дебит скважины, бывший до проведения работ. Монтируют оборудование в скважине. Проводят технологическую выдержку для разделения в скважине нефтяной эмульсии на воду и нефть и образования водной среды на входе в насос. С устья скважины по внутренней стенке первой колонны насосно-компрессорных труб дозируют деэмульгатор. Запускают в работу насос. Уровень жидкости в скважине поддерживают вблизи уровня насоса. 1 пр.
Изобретение относится к сфере космических исследований и технологий и может быть использовано для изучения вулканического состояния Марса. На Марсе осуществляют вскрытие бурением закупоренных фумарол. С помощью газоаналитической и/или видеоаппаратуры устанавливают наличие или отсутствие струи истечения фумарольных газов. Обеспечивается исследование ресурсов Марса в аспекте возможности увеличения массы и объема его атмосферы за счет фумарольных газов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции. Глубинно-насосная установка включает штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере. На упоры трубы-хвостовика насажен коммутатор, который гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце с трубой-свечой. Длина этой свечи превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса. При этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством. Параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос. При этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами. 1 ил.

Изобретение относится к области исследований газоконденсатных эксплуатационных скважин и может быть использовано при определении содержания углеводородов (далее - УВ) С5+в в пластовом газе непосредственно при проведении исследовательских работ газоконденсатных эксплуатационных скважин. Предложен экспресс-способ определения текущего содержания углеводородов C5+в в пластовом газе газоконденсатной скважины, согласно которому вычисляют значение промыслового конденсатогазового фактора КГФ (см3/м3). Определяют значение коэффициента усадки конденсата газового нестабильного kус с помощью объема контейнера пробоотборника Vк (см3) и объема дегазированного конденсата из контейнера пробоотборника Vдгк (см3). Определяют содержание дегазированного конденсата Kдгк (см3/м3). Определяют содержание УВ C5+в в газе сепарации Kгс (г/м3), используя диаграмму зависимости содержания УВ С5+в в газе сепарации Kгс (г/м3) от температуры сепарации tc (°С), определенную экспериментальным путем в процессе проведенных ранее исследований, где по оси абсцисс откладывают значения температуры сепарации tc (°С), а по оси ординат - значения содержания УВ C5+в в газе сепарации Kгс (г/м3). Точки наносят на график и аппроксимируют полиномиальной зависимостью с целью получения линии, на которую проецируют вертикально значение текущей температуры сепарации, и горизонтальной проекцией определяют значение УВ C5+в в газе сепарации, после чего вычисляют содержание УВ С5+в в пластовом газе Kпгэ (г/м3). Технический результат - повышение достоверности получаемых данных о содержании УВ C5+в в пластовом газе путем осуществления оперативного контроля с целью оценки текущей газоконденсатной характеристики в процессе выполнения промысловых исследований. 2 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройству физико-химической обработки скважины. Заявленное устройство состоит из корпуса нагревателя-реактора, который соединен с эжектором посредством соединительного элемента. Эжектор снабжен вводом для подачи технологических веществ и не менее чем одним вводом жидкого реагента с обратным клапаном. Внутри корпуса нагревателя-реактора расположена реакторная зона, заполненная термо- и химически стойким наполнителем. По всей длине реакторной зоны размещены составные электронагревательные элементы и термодатчики, провода которых изолированы в защитном кожухе. При этом провода введены в корпус нагревателя-реактора вместе с силовыми кабелями электронагревательных элементов посредством устройства гермовводов. Электронагревательные элементы соединены между собой в цуговой ориентации и закреплены на входе и выходе реакторной зоны центрирующими устройствами. На выходе реакторной зоны установлен фильтр для предотвращения уноса мелких частиц и открытого огня из реакторной зоны, и заглушка, снабженная обратным клапаном. Для большего уплотнения и более равномерного распределения наполнителя по объему реакторной зоны в корпусе нагревателя-реактора на входе реакторной зоны между соединительным элементом и центрирующим устройством расположен прижимной механизм. Предложенное изобретение позволяет контролировать и поддерживать в любой точке реактора температуру в интервале, получить мелкодисперсную смесь подаваемых в устройство реагентов, увеличивает эффективность внутриреакторных процессов. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к подземному хранению природного газа в водоносных геологических структурах и, в частности, к физико-химическим методам регулирования формирования и последующего газодинамического состояния подземного хранилища газа в таких структурах. Технический результат - повышение эффективности хранения природного газа за счет обеспечения его газодинамической стабильности. Способ заключается в том, что осуществляют бурение скважин в сводовой области водоносной структуры. Через эти скважины производят нагнетание природного газа до достижения границей газоводяного контакта гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища. После этого последовательно осуществляют закачку через пробуренные скважины в область газоводяного контакта водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ - ПАВ. Затем в область водоносной структуры, залегающей ниже газоводяного контакта, производят закачку неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу. Объемы водного раствора ПАВ и неуглеводородного газа выбирают, исходя из соотношения 1:1÷6, обеспечивающего образование в процессе циклического отбора и закачки природного газа устойчивого пластового изолирующего экрана из пены, получаемой в результате механического перемешивания водного раствора пенообразующих ПАВ и неуглеводородного газа при их совместной фильтрации в пористой среде. Экран из пены создают малой проницаемости и толщиной, определяемой из условия экранирования-фильтрации через него подошвенной воды при интенсивном отборе газа из хранилища в течение 90-120 сут. 3 табл., 1 ил.
Наверх