Способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации газового промысла за счет возможности эксплуатации до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи при значительном сокращении потерь газа при продувках шлейфов. По способу на отдельных требующих продувки шлейфах создают повышенный перепад давления между кустом скважин и общим коллектором здания переключающей арматуры (ЗПА) посредством изменения степени сжатия компрессора и одновременно ограничивают расход в остальных шлейфах на рабочем уровне посредством автоматических регуляторов. Для этого все скважины и контролируемые точки шлейфов оснащают системой телеметрии, состоящей из преобразователей давления и температуры. Постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения давления, температуры на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепады давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором ЗПА. На основе этой информации фиксируют изменение гидравлического сопротивления и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе ЗПА на величину, обеспечивающую снижение давления в кустовом коллекторе до минимальной величины, допускаемой регламентом работы скважин. 6 ил.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах.

Известно, что, в период падающей добычи и на завершающей стадии разработки месторождения снижение пластового давления приводит к увеличению влагосодержания газа [см. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1977].

По мере эксплуатации месторождения скорость движения газа и массовый расход со временем уменьшаются до критических значений, при которых поток газа не в состоянии выносить скапливающуюся жидкость, вследствие чего происходит ее периодическое накопление в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и в соединительных трубопроводах (шлейфах). В летний период жидкостные пробки, образующиеся в шлейфах, сами по себе не оказывают существенного влияния на их работу, а также на работу скважин, но в зимний период при промерзании грунтов происходит замерзание этих пробок, скапливающихся в пониженных участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа и возрастанию устьевого давления. При достаточной производительности скважин, которые могут работать при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оставаться в равновесном состоянии, лишь частично перекрывая сечение. Однако на завершающем этапе эксплуатации, увеличение сопротивления шлейфа и вызванное этим повышение устьевого давления вызывают самозадавливание скважин и их остановку.

В литературе, касающейся данной области техники, известен способ удаления скопившейся жидкости путем продувки скважин и соединительных трубопроводов (шлейфов, коллекторов) на факел [см. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1977]. Этот способ до настоящего момента является основным способом удаления жидкости со скважин и шлейфов.

Существенным недостатком такого способа продувки является безвозвратная потеря значительного количества газа. Помимо потерь газа, данный способ невозможно применять постоянно и при большом количестве точек, требующих одновременной продувки.

Из уровня техники известны также способы эксплуатации скважин, при которых жидкость удаляется из скважин периодически, например, способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов по патенту RU 2017941. Этот способ включает добычу газа и периодическое удаление жидкости с забоя скважины добываемым газом. Жидкость с забоя скважины удаляют путем продувки шлейфов через газовый эжектор, при этом каждую скважину периодически подключают к камере смешения эжектора, на вход которого подают высоконапорный газ с дожимной компрессной станции (ДКС). Смешанный поток направляют на вход дожимной компрессорной станции, причем период продувки каждой скважины определяют по стабилизации температуры в ней.

Данный способ фактически подразумевает прогрев шлейфов и скважин путем закачки осушенного газа высокого давления с газового промысла через шлейф в пласт с одновременной подачей распыленного метанола (через эжектор).

К недостаткам данного способа можно отнести следующее.

Во-первых, требуется большой объем газа.

Во-вторых, скопившаяся в шлейфе жидкость не удаляется из системы и попадает обратно в пласт, что впоследствии опять приведет к образованию пробок и задавливанию скважин.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является способ периодического удаления жидкости из скважин и трубопроводов по патенту RU 2346147.

В этом способе осуществляют кратковременное прекращение добычи газа на промысле посредством переключения ДКС на холостой ход («разгрузка на кольцо») с последующим включением ее в штатный режим работы и подачей добываемого газа в магистральный газопровод. За период остановки промысла в соединительных трубопроводах образуются жидкостные пробки на пониженных участках трассы, а жидкость в стволах скважин скапливается на забое, частично поглощаясь в пласт. Последующее достаточно быстрое переключение ДКС на работу в газопровод приводит к выносу (удалению) жидкой фазы из скважин и соединительных трубопроводов и, тем самым, уменьшению гидравлического сопротивления системы сбора газа.

Недостатком этого способа является то, что для его осуществления требуется кратковременная полная остановка ДКС, с последующим резким запуском на полную мощность. Так, в рассмотренном в патенте примере для месторождения «Медвежье» требуется полная остановка ДКС на 10 минут с периодичностью 1 раз в сутки.

Остановки шлейфов и скважин в зимний период чреваты замерзанием жидкости, скопившейся в шлейфах.

Также, в настоящее время на месторождениях, находящихся на завершающем этапе эксплуатации, производится объединение газовых промыслов (ГП), при котором газ с одних ГП окончательно компримируется на других. В этом случае даже кратковременная остановка одного ГП может привести к остановке всего узла.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является создание способа эксплуатации ГП, обеспечивающего диагностирование накопления жидкости в какой-либо точке ГСС, а также забоев скважин и ее автоматизированное удаление без потерь газа и изменения технологического режима работы всего промысла, лишенного недостатков прототипа (полная остановка ДКС и вероятность того, что жидкость останется в скважинах).

Техническая целесообразность предлагаемого метода заключается в отсутствии необходимости изменения технологии добычи для удаления влаги, а экономическая - в отсутствии потерь газа и значительных капитальных вложений для реализации способа.

Технический результат предлагаемого изобретения:

- повышение надежности эксплуатации ГП;

- возможность эксплуатации месторождения до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи;

- значительное сокращение потерь газа при продувках.

Поставленная задача решается тем, что способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения, включающий периодическое удаление накапливающейся жидкости из скважин и участков газосборной сети, согласно изобретению на отдельных требующих продувки шлейфах создают повышенный перепад давления между кустом скважин и общим коллектором здания переключающей арматуры посредством изменения степени сжатия компрессора и одновременно ограничивают расход в остальных шлейфах на рабочем уровне посредством автоматических регуляторов, для чего все скважины и контролируемые точки шлейфов оснащают системой телеметрии, состоящей из преобразователей давления и температуры, постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения давления, температуры на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепады давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором здания переключающей арматуры, на основе этой информации фиксируют изменение гидравлического сопротивления и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе здания переключающей арматуры на величину, обеспечивающую снижение давления в кустовом коллекторе до минимальной величины, допускаемой регламентом работы скважин.

Сущность данного изобретения поясняется следующими иллюстрациями.

Фиг. 1 - Предлагаемая схема реализации метода.

Фиг. 2 - Расчетный перепад давлений по шлейфу куста сеноманских скважин №510 «ГДУ» (Газпром добыча Уренгой) в зависимости от расхода и величины статического давления.

Фиг. 3 - Графики изменений устьевых давлений (верхние два графика - устьевое давление на устье скважины 5101 и на входе в ЗПА шлейфа куста сеноманских скважин №510 «ГДУ». Внизу устьевая температура скважины 5101 и температура газа на входе в ЗПА) по данным системы РТП-04 с 07.09.12 по 16.11.12.

Фиг. 4 - Изменение перепада давлений устья скважин - вход ЗПА куста сеноманских скважин №510 «ГДУ», между продувками скважин по данным системы РТП-04 за период с 02.01.12 по 12.01.12.

Фиг. 5 - Графики устьевых давлений куста сеноманских скважин №510 «ГДУ» и давления входа ЗПА шлейфа данного куста с 01.01.12 по 31.03.12 по данным системы РТП-04.

Фиг. 6 - График изменений давлений: на устье скважины №5101, в кустовом коллекторе куста сеноманских скважин №510, на входе ЗПА шлейфа №510, при продувке скважины №5101 через шлейф. По данным системы РТП-04.

Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.

Повышение надежности эксплуатации ГП достигается за счет предупреждения аварийных ситуаций, связанных с образованием ледяных пробок, полностью перекрывающих сечение трубопроводов.

Когда по данным системы телеметрии (изменениям давлений, перепадов давлений и температур) диагностируют накопление жидкости на забоях скважин или развитие ледяной пробки, то производят удаление скопившейся жидкости за счет управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке на величину, достаточную, чтобы вынести скопившуюся жидкость, не снижая при этом давление в кустовом коллекторе ниже минимально допустимого, предусмотренного технологическим режимом. Таким образом, во-первых, управляющее воздействие является превентивным, его осуществляют до развития критических осложнений, а во-вторых, продувку производят только на тех скважинах и шлейфах, где существуют реальные предпосылки для их развития.

Возможность эксплуатации месторождения до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи достигается за счет постоянного поддержания гидравлического сопротивления системы добычи и сбора газа на минимальном уровне за счет периодического удаления скопившейся жидкости посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке при неизменном общем расходе ГП.

Значительное сокращение потерь газа при продувках достигается за счет того, что скапливающуюся жидкость удаляют посредством управляемого увеличения расхода газа на отдельном участке вместо продувок скважин и участков шлейфа на факел.

Как уже отмечалось выше, шлейфы не представляют сколько-нибудь значительного сопротивления течению газа, что подтверждается расчетами и экспериментальными замерами давлений по длине шлейфа от устья скважин до ЗПА, проведенными в рамках НИР «Разработка инновационной технологии утилизации газа при продувках и исследованиях скважин» (фиг. 2, 3).

Перепад давлений устье скважин - ЗПА при общей длине шлейфа 3,5 км составляет 0,035-0,06 МПа (на фоне рабочего давления 1,4 МПа на входе в ЗПА). При этом 0,025-0,03 МПа падения давления приходится на участок устье скважины - кустовой коллектор. Это объясняется избыточностью пропускной способности шлейфов на завершающем этапе эксплуатации. Диаграммы на фиг. 1, построенные в программной системе «Газконднефть», показывают, что в диапазоне расходов 2500-15000 куб.м и при давлениях в шлейфах 0,8-1,6 МПа перепад давлений для любого из них не превышает 0,05 МПа при длине шлейфа 3,5 км.

Наличие жидкостных пробок в летнее время не оказывает существенного влияния на общее сопротивление шлейфа. Как видно из фиг. 3, при работе данного шлейфа до начала октября перепады давлений между устьями скважин и ЗПА незначительные и увеличиваются до сколько-нибудь различимых значений только при снижении температуры газа на входе в ЗПА до плюс 1…2°C с 21.09.12, что свидетельствует о начале отложения льда на стенках труб и сокращении проходного сечения трубопровода.

В зимний период при промерзании грунтов происходит замерзание жидкостных пробок, скапливающихся в пониженных участках, что приводит к значительному увеличению сопротивления шлейфа. В этих условиях, при статических давлениях в шлейфах ниже 2 МПа, температура гидратообразования снижается ниже 0°C. При данном давлении в шлейфах ледяные пробки начинают образовываться раньше, чем гидратные, на которые слабо действуют ингибиторы типа метанола. При достаточной производительности скважин, которые могут работать при относительно высоких устьевых давлениях, ледяная пробка может оставаться в равновесном состоянии, лишь частично перекрывая сечение. Однако в большинстве случаев за счет увеличения сопротивления шлейфа и вызванного этим увеличения устьевого давления происходят самозадавливание скважин и их остановка (фиг. 4, 5).

При этом продувка одних скважин, приводящая к увеличению их дебита, одновременно приводит к увеличению давления в кустовом коллекторе (за счет сопротивления пробки) и к самозадавливанию скважин куста.

При продувке шлейфа и освобождении его от избытка накопившейся в пониженных участках жидкости, на какое-то время прекращается нарастание ледяной пробки, что, в свою очередь, приводит к уменьшению сопротивления шлейфа, а следовательно, к снижению давления в кустовом коллекторе.

Соответственно, скважины куста какой-то период работают без самозадавливания, что подтверждается графиком (фиг. 5) устьевых давлений куста с 20.02.12 по 03.03.12 (ровные линии устьевых давлений).

При удалении жидкости из самозадавливающихся скважин в соответствии с предлагаемым методом давление в шлейфе понижают так, чтобы снизить давление в кустовом коллекторе до значений, при которых начинается интенсивный вынос жидкости, не доходя при этом до минимально допустимых значений.

Данный процесс иллюстрируется графиком эксперимента на шлейфе, понижение давления в котором моделировалось при помощи ГФУ (горизонтальной факельной установки), которая имитировала работу компрессора (фиг. 6). Задавленную скважину продувают через шлейф таким образом, чтобы давление в кустовом коллекторе управляемо снижалось до момента, когда посредством системы телеметрии фиксируют резкий скачок давления на ее устье, произошедший при давлении 1,32 МПа (рабочее давление в тот период составляло 1,4 МПа). Это является свидетельством того, что скважина стала выносить воду и в дальнейшем снижении давления в коллекторе нет необходимости. Такой уровень давления находится в пределах допустимых рабочих давлений скважин куста, на 0,12 МПа выше минимального рабочего давления.

Таким образом, периодическое управляемое увеличение расхода в отдельных шлейфах позволяет на определенный период купировать нарастающие проблемы. Поскольку накопление жидкости в скважинах и шлейфах, а также образование ледяных пробок (до критической величины) носит периодический характер, то период воздействия на ГСС по предлагаемому способу будет равен наименьшему периоду возникновения критических осложнений в какой-либо из проблемных точек.

Заявленный способ имеет следующие особенности.

Газ со скважин 1 с куста скважин 2 по шлейфам поступает в кустовые коллекторы, подключенные к общему коллектору 3 ЗПА 4, далее в сепараторы цеха очистки газа (ЦОГ) 5 и на дожимную компрессорную станцию 6 (фиг. 1).

На каждой скважине устанавливают преобразователи температуры и давления, включенные в систему телеметрии и позволяющие получать данные в реальном времени, например, типа РТП-04, обозначенные цифрой 7. Такие же преобразователи устанавливают в контролируемых точках: в начале шлейфа на кустовых коллекторах, на входе в ЗПА и на пониженных участках шлейфа, где может скапливаться жидкость. Эти точки определяют индивидуально для каждого месторождения в зависимости от рельефа местности, технологической схемы ГП и других факторов. По перепаду давлений «устье скважин - кустовой коллектор» можно качественно судить об изменении расхода газа со скважин. Перепад давлений «кустовой коллектор - ЗПА» позволяет судить об изменении сопротивления шлейфа и определять развитие ледяных или гидратных пробок в шлейфе. Перепады давлений между контролируемыми точками шлейфа позволяют судить о месте возникновения пробок и контролировать их разрушение под воздействием повышенного расхода. На входе в ЗПА на каждом кустовом коллекторе устанавливают автоматические регуляторы 8. На фиг.1 также обозначены: 9 - жидкостные пробки; 10 - факельная линия; 11 - скважины, требующие продувки.

Способ осуществляют следующим образом.

Посредством преобразователей температуры и давления постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения этих параметров на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепадов давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором ЗПА, а также на участках шлейфа. Если по результатам измерений фиксируют увеличение гидравлического сопротивления шлейфа, свидетельствующего об образовании ледяной пробки, то за счет увеличения степени сжатия компрессора ДКС понижают давление в общем коллекторе ЗПА. На тех скважинах или в шлейфах, на участках которых требуется произвести удаление жидкости, давление на входе в ЗПА снижают до давления коллектора. Одновременно с этим за счет автоматических регуляторов ограничивают давления (на уровне рабочего) на входе в ЗПА в тех шлейфах, в которых понижения давления в данный момент не требуется.

При этом за счет изменения степени сжатия компрессора поддерживают давление в кустовом коллекторе таким образом, чтобы устьевые давления на всех скважинах продуваемого шлейфа были не ниже минимально допустимого рабочего давления (Ркуст≥Рраб min). Величину давления в коллекторе ЗПА поддерживают на уровне РЗПАраб min+ΔРшлейфа (ΔР - падение давления по шлейфу).

Если в текущий момент продувке подлежат несколько шлейфов, то давление в коллекторе ЗПА определяют, исходя из наименьшего допустимого рабочего давления среди кустовых коллекторов продуваемых шлейфов. В остальных шлейфах, за счет регуляторов на входе в ЗПА, поддерживают либо рабочее давление (шлейфы, не требующие продувки), либо пониженное (продуваемые шлейфы), при этом на регуляторах шлейфов поддерживают падение давления ΔРi регЗПА-(Рi Paб.min+ΔРi шлейфа) (для i-го шлейфа).

Таким образом, в отличие от прототипа, способ реализует следующие улучшенные характеристики:

1) удаление жидкости происходит лишь с тех участков, где это необходимо, без нарушения режима работы промысла;

2) данный метод позволяет удалять жидкость с забоев самозадавливающихся скважин;

3) нет риска замерзания жидкости во время остановки промысла.

Тем самым решается задача обеспечения бесперебойной работы промысла до определенных проектом значений устьевых давлений, без изменения технологии добычи. Экономический эффект от внедрения данного метода определяется отсутствием потерь газа при продувках и отсутствием капитальных затрат, связанных с изменением технологии добычи.

Способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения, включающий периодическое удаление накапливающейся жидкости из скважин и участков газосборной сети, отличающийся тем, что на отдельных требующих продувки шлейфах создают повышенный перепад давления между кустом скважин и общим коллектором здания переключающей арматуры посредством изменения степени сжатия компрессора и одновременно ограничивают расход в остальных шлейфах на рабочем уровне посредством автоматических регуляторов, для чего все скважины и контролируемые точки шлейфов оснащают системой телеметрии, состоящей из преобразователей давления и температуры, постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения давления, температуры на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепады давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором здания переключающей арматуры, на основе этой информации фиксируют изменение гидравлического сопротивления и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе здания переключающей арматуры на величину, обеспечивающую снижение давления в кустовом коллекторе до минимальной величины, допускаемой регламентом работы скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для предсказания прогнозной добычи углеводородов. По меньшей мере некоторые иллюстративные варианты осуществления представляют собой способы, содержащие следующие шаги: считывают данные, касающиеся добычи углеводородов на разрабатываемом месторождении углеводородов; получают по меньшей мере одно значение, указывающее на прогнозную добычу углеводородов, на основе модели данных и данных, касающихся добычи углеводородов; отображают на устройстве отображения компьютерной системы показатель данных, относящихся к прошлому, касающихся добычи углеводородов; отображают на устройстве отображения показатель по меньшей мере одного значения, указывающего на прогнозную добычу углеводородов.

Изобретение относится к геостатистическим технологиям и, в частности, к системам компьютерного геомоделирования. Техническим результатом является автоматизированный выбор вариантов реализации фациальной модели на основе кумулятивной функции распределения полезных объемов фации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей. Скважинная насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в нижней части и штанги, спущенные в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины, колонну труб на приеме центробежного насоса.

Изобретение относится к области оптимизации добычи углеводородов и может быть использовано при моделировании разрабатываемого месторождения. Представлен способ решения задачи оптимизации.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Заявлен способ управления системой добычи углеводородов, который состоит в том, что собирают данные системы добычи и выполняют моделирование на основе собранных данных, модели жидкости и полностью связанного набора уравнений.

Изобретение относится к области информационных систем и может быть использовано для оптимизации процессов учета и контроля использования попутного нефтяного газа.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для оптимизации работ, связанных с разработкой месторождений углеводородов. Предложены методы для моделирования напряжения вокруг ствола скважины, состоящие в том, что калибруют геомеханическую модель, которая содержит геологические данные, связанные с подземной зоной, на основе способа многоугольника напряжений.

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.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Одним из возможных вариантов ликвидации аварийных ситуаций предусматривают бурение наклонно-направленной скважины для соединения со стволом аварийной скважины на выбранной глубине. Технический результат - повышение эффективности ликвидации аварийного фонтана за счет минимизации затрат времени. По способу осуществляют бурение первой скважины. В этой скважине устанавливают и цементируют скважинные трубы. В верхней части скважины устанавливают противовыбросовый превентор или лубрикатор. На заданном расстоянии от первой скважины осуществляют бурение второй скважины, подходящей вплотную к секции первой скважины для осуществления входа второй скважины в рабочий контакт с первой скважиной. Устанавливают и цементируют скважинные трубы во второй скважине. В верхней части второй скважины устанавливают противовыбросовый превентор или лубрикатор. После этого бурение из первой или второй скважины продолжают вглубь в коллектор. При этом скважину, которую не бурят в коллектор, заполняют полностью или частично текучей средой. В этой скважине размещают бурильный инструмент и скважину затем закрывают, обеспечивая возможность последующего доступа в данную скважину. Оставшийся в скважине бурильный инструмент обеспечен возможностью установления соединения с другой скважиной. 10 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей высоковязких нефтей. По способу выбирают участок залежи, насыщенный нефтью с динамической вязкостью более 400 мПа·с и с водонефтяной зоной, где толщина нефтяной части пласта превышает 10 м, а водоносной - составляет не более 5 м. Участок разбуривают пятиточечными элементами вертикальных скважин. Из вертикальных стволов каждой скважины проводят зарезку в продуктивном пласте от одного до четырех БГС с управляемыми фильтрами. Каждый БГС размещают по направлению к соседней скважине, получая, таким образом, систему встречных БГС. Длину каждого БГС выполняют 0,4-0,5 от расстояния между соседними вертикальными скважинами. Расстояние по вертикали между встречными БГС в продуктивном пласте обеспечивают не более 2 м. В вертикальных стволах скважин перфорируют водоносную часть пласта. В каждую скважину спускают по две колонны труб. Одну из этих труб запакеровывают у водонефтяного контакта. В каждом элементе центральные скважины применяют для закачки рабочего агента в режиме циркуляции через данные колонны труб. Отбор закачиваемой смеси осуществляют через соседние скважины по указанным колоннам труб. Вторые колонны труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта и через них осуществляют отбор продукции пласта через БГС. В качестве рабочего агента применяют смесь воды с температурой более 50°С, азота и растворителя. Оптимальное соотношение компонентов смеси определяют по лабораторным исследованиям нефтевытеснения на кернах. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. По способу останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин. Критерий остановки газовых промыслов, текущие запасы газа не разбуренной периферийной зоны этих промыслов, объемы притока газа из периферийных зон и прочие параметры, характеризующие способ, рассчитывают по аналитическим выражениям. При этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое. Способ обеспечивает возможность вовлечения в разработку запасов газа, расположенных в не разбуренной периферийной зоне, решить проблему эффективной эксплуатации газового месторождения на завершающей стадии разработки с повышением производительности скважин. 1 пр., 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки. Технический результат – повышение эффективности разработки месторождений природного газа. По способу осуществляют выборочную, в период сезонного снижения потребительского спроса на газ, остановку газовых скважин в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры с пониженным, относительно среднего по залежи, пластовым давлением и наиболее близких к центру депрессионной воронки. Остановку осуществляют на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки. Учитывают точку пересечения первой производной по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин, и первой производной функции интенсивности потенциальной добычи газа, определяемой как первая производная зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. После остановки осуществляют контроль величины пластового давления в зонах до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. При этом количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы отбираемого газа максимально компенсировались за счет его притока из смежных зон. 1 пр., 1 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД. Технический результат – повышение эффективности добычи пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД. По способу в заданный интервал горизонтальной обсаженной части ствола скважины спускают компоновку подземного оборудования - КПО, состоящую из заглушки, щелевого фильтра, циркуляционного клапана, якоря, штангового глубинного насоса универсального - ШГНУ с всасывающим клапаном, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ. Осуществляют перевод всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение. Затем в заданном интервале скважины производят перевод якоря в рабочее положение. Далее производят спуск плунжера с нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг. Затем переводят нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, после чего, используя промывочный агрегат, осуществляют первую опрессовку НКТ. Затем с помощью подъемного агрегата проводят вторую опрессовку колонны НКТ, после чего колонну насосных штанг с помощью полированного штока присоединяют к устьевому приводу. Далее вызывают подачу и проводят третью опрессовку колонны НКТ, после чего запускают скважину в работу, выводят на режим и осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с АНПД. По окончании работ производят извлечение КПО на поверхность. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС). Установка для подъема пластовой жидкости содержит погружной электродвигатель с гидрозащитой и силовым кабелем питания, насос, станцию управления с частотным преобразователем, НКТ и систему ТМС с гидравлической линией. ТМС установлена над погружным электродвигателем и присоединена к нему с помощью разъемного стыковочного узла. Силовой кабель питания пропущен через ТМС. Для предотвращения утечки жидкости при обрыве гидравлической линии ТМС оснащена клапаном. Изобретение позволяет монтировать оборудование на скважине, уменьшает радиальные габаритные размеры и повышает надежность работы установки. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс. м3/сутки, осуществляя гидроразрыв пласта, выдерживание стоков до образования техногенной нефти и последующее ее извлечение на дневную поверхность, при этом бурение скважин производят на расстоянии, рассчитанном исходя из скорости миграции органосодержащих вод и периода синтеза техногенной нефти. Способ позволяет получать промышленные объемы нефти с одновременной утилизацией отходов человеческой жизнедеятельности.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации. Водометанольный раствор низкой концентрации сбрасывается в первый дегазатор и далее в промышленные стоки. Водометанольный раствор высокой концентрации сбрасывается во второй дегазатор и далее на рециркуляцию в установку НТС. Нестабильный конденсат направляют в установку стабилизации конденсата (УСК), где он проходит первый выветриватель, второй выветриватель и концевую сепарационную установку (КСУ). Стабилизацию осуществляют путем ступенчатого снижения давления. В выветривателях осуществляется нагрев конденсата. Низконапорные газы из дегазаторов, выветривателей и КСУ редуцируются до самого низкого рабочего давления среди данных аппаратов и совместно направляются в низконапорный коллектор и далее в качестве пассивного потока в эжектор. В эжектор направляют товарный газ после установки НТС. Выходной поток эжектора поступает на собственные технологические нужды. Техническим результатом является снижение технологических потерь углеводородов, а также улучшение экологических показателей. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Через порты гидроразрыва осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой скважины перпендикулярно направлению ствола скважины образуются трещины гидроразрыва. Трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние. Вводят в эксплуатацию скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Технический результат заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении, максимизации коэффициента продуктивности. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации газового промысла за счет возможности эксплуатации до минимальных значений устьевых давлений без изменений технологии добычи при значительном сокращении потерь газа при продувках шлейфов. По способу на отдельных требующих продувки шлейфах создают повышенный перепад давления между кустом скважин и общим коллектором здания переключающей арматуры посредством изменения степени сжатия компрессора и одновременно ограничивают расход в остальных шлейфах на рабочем уровне посредством автоматических регуляторов. Для этого все скважины и контролируемые точки шлейфов оснащают системой телеметрии, состоящей из преобразователей давления и температуры. Постоянно контролируют текущие значения и динамику изменения давления, температуры на устьях скважин, в контролируемых точках кустового коллектора и шлейфа, а также перепады давления между устьем скважины и кустовым коллектором, кустовым коллектором и общим коллектором ЗПА. На основе этой информации фиксируют изменение гидравлического сопротивления и формируют управляющее воздействие в виде понижения давления в общем коллекторе ЗПА на величину, обеспечивающую снижение давления в кустовом коллекторе до минимальной величины, допускаемой регламентом работы скважин. 6 ил.

Наверх