Способ разработки газового месторождения

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.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.

Уровень техники

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме за счет дополнительного бурения новых скважин, в котором увеличение коэффициента газоотдачи достигается путем расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых участков [Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991 г., 222-234 с.].

Недостатком данного способа является значительное увеличение капитальных вложений на бурение новых скважин для повышения коэффициента газоотдачи месторождения. Также не решается задача эффективной эксплуатации скважин при пониженных отборах вследствие сезонного или другого снижения спроса на газ.

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с. 457-458].

Недостатком данного способа является неучет особенностей эксплуатации газовых залежей на заключительной стадии разработки, поскольку срок эксплуатации месторождения определяется моментом достижения давления забрасывания, которое зависит от давления в зонах размещения скважин, расположенных в основном в купольной части залежи.

Запасы газа в периферийной части залежи остаются недоизвлеченными.

Известен способ разработки газовых месторождений в прерывистом режиме при упруговодонапорном режиме [Патент на изобретение №2202690]. Способ заключается в повышении пластового давления в зоне расположения скважин. Способ реализуется следующим образом. Останавливают добывающие скважины на длительный период, необходимый для компенсации потерь пластового давления. Остановка добывающих скважин газового месторождения на завершающей стадии эксплуатации не оказывает существенного влияния на темп продвижения газоводяного контакта, так что пластовая вода продолжает поступать в газовую залежь по ранее сложившимся направлениям за счет большого упругого запаса водоносного бассейна. Внедрение пластовой воды в газовое месторождение обеспечивает повышение пластового давления, поскольку добыча газа в это время не ведется. Пластовое давление повышается до величины, достаточной для добычи газа в планируемых объемах и эффективной работы дожимных компрессорных станций. Далее газовое месторождение снова эксплуатируется до величины пластового давления, равного давлению забрасывания. Таким образом, продлевается срок эксплуатации добывающих скважин газового месторождения и повышается коэффициент газоотдачи. После этого цикл повторяется.

Недостатком данного способа является неучет влияния притоков газа из периферии залежи. При этом остановка скважин для восстановления пластового давления до заданной величины (выше давления забрасывания) может быть очень длительной (более одного года). Такие продолжительные простои оборудования создадут серьезные организационные проблемы при эксплуатации газового промысла. Кроме того, данный способ не предусматривает проведение мероприятий по повышению конечной газоотдачи на более ранних этапах эксплуатации месторождения до снижения пластового давления ниже величины давления забрасывания, в том числе в периоды значительного снижения спроса на газ, например, в теплое время года.

Раскрытие изобретения

Задачей изобретения является создание способа разработки газового месторождения, позволяющего увеличить конечный коэффициент газотдачи за счет вовлечения в разработку запасов газа сосредоточенных в не разбуренных зонах, а также повысить эффективность его эксплуатации. При этом способ должен быть применим на всех этапах разработки месторождения.

Технический результат достигается за счет выборочной остановки одного или нескольких газовых промыслов (далее ГП) на время низкого спроса на газ.

Цель изобретения - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе разработки газового или газоконденсатного месторождения в прерывистом режиме при сезонном или другом снижении отборов газа 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 и рассчитываемого по формулам:

,

,

,

,

,

где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла; Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; Сi - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3; Q - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3; qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут; tост - планируемое время остановки промыслов, сутки; ni - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; ki - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м2; µi - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; hi - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Рат - давление при стандартных условиях, МПа; Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м; Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.

Длительные остановки газовых промыслов позволяют выравнивать депрессионные воронки за счет притока газа из периферийных участков в купольную часть залежи, что повышает пластовое давление в эксплуатационной зоне и обеспечивает более равномерную отработку залежи. Кроме того, длительная остановка низкодебитных скважин, работавших нестабильно с накоплением жидкости на забое, способствует снижению в дальнейшем пескопроявления и других негативных факторов, связанных с накоплением жидкости на забое, что позволяет обеспечить стабильную эксплуатацию этих скважин с более высокими дебитами. В итоге, повышение пластового давления и производительности скважин дают возможность увеличить добычу газа на месторождении в периоды более высокого спроса на газ, как правило, в холодное время года.

Описание чертежей

Технический результат реализации заявляемого способа поясняется чертежом.

Осуществление изобретения

При сезонном или другом сокращении добычи газа на месторождении (обычно это летний период) выбираются газовые промыслы для остановки по наибольшему значению критерия остановки промысла. Для этого рассчитываются безразмерные параметры, зависящие от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:

где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла; Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; Ci - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3; Q - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3; qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут; tocт - планируемое время остановки промыслов, сутки; ni - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; ki - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м2; µi - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; hi - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Рат - давление при стандартных условиях, МПа; Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м; Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны.

Затем рассчитывается критерий остановки для каждого промысла по формуле:

где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла.

К остановке рекомендуются промыслы с наибольшим значением критерия остановки Кi. Количество останавливаемых промыслов зависит от объемов снижения добычи по месторождению.

Если остановка газового промысла производится не полностью, а только части фонда скважин, то в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.

Пример конкретной реализации.

Месторождение Медвежье введено в разработку в 1972 году и на сегодняшний день отобрано более 80% запасов. В настоящий момент месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации характеризующейся падающей добычей и аномально-низким пластовым давлением. Разработка ведется семью газовыми промыслами.

В 2012 году планировалось существенное снижение добычи газа по месторождению, поэтому были проведены оценки критерия остановки для каждого газового промысла (ГП). В таблице 1 приведены запасы газа в периферийной зоне по ГП сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. С учетом текущих запасов газа по формуле (1) был рассчитан безразмерный параметр Зi характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла. Результаты представлены в таблице 1.

С учетом пластовых давлений в эксплуатационной и периферийной зонах газовых промыслов и средних значений проницаемости, эффективной мощности, вязкости, приведенных радиусов периферийной и эксплуатационной зон по формуле (3) был рассчитан переток газа из периферйной зоны за ожидаемое время остановки 6 месяцев, а затем по формуле (2) был рассчитан безразмерный параметр Пi, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны каждого промысла. Результаты представлены в таблице 2.

В таблице 3 для каждого промысла приведено количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, и рассчитанный по формуле (4) безразмерный параметр Сi, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое

По формуле (5) был рассчитан критерий остановки Кi для каждого промысла, результаты расчетов скважин представлены в таблице 5.

По результатам расчета было рекомендовано сократить добычу газа путем остановки ГП-9, где получена наибольшая величина критерия Кi. ГП-9 характеризуется наибольшим притоком газа из периферийной части залежи в эксплуатационную, наибольшей разницей запасов газа между периферийной и эксплуатационной зоной и наибольшим количеством скважин, работающих с накоплением жидкости на забое.

Данное мероприятие реализовано на практике в 2012 г., путем остановки ГП-9 примерно на 6 месяцев в период низкого спроса на газ. В период остановки ГП-9 производились замеры по определению динамики восстановления пластового давления в газовой залежи. Результаты показали, что среднее увеличение пластового давления во время остановки скважин составило 0,25 МПа. Оценка перетоков газа показала, что в результате остановки из периферии в эксплуатационную зону перетекло - 1,4 млрд м3. После длительной остановки ГП-9 снижение пластового давления в районе расположения скважин до прежних значений (до остановки) составило примерно 6 месяцев.

Приток дополнительного газа из периферийной части залежи в период остановки газового промысла позволил увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта в зоне ГП-9. Как показано на фиг. 1, кривая, описывающая зависимость пластового давления от относительного объема добытого газа, сместилась вверх, что увеличило конечный коэффициент газоотдачи на 0,5%.

Повышенное пластовое давление при запуске газового промысла после длительной остановки позволило увеличить дебиты скважин и скорости в шлейфах. Также отмечен еще один фактор, влияющий на эффективность разработки месторождения, - снижение пескопроявления в низкодебитных скважинах. До остановки на промысле было 42 самозадавливающеся скважины, из которых 20 были ограничены по выносу песка. После пуска промысла только 7 из 22 самозадавливающихся скважин ограничены по выносу песка. Следовательно, производительность 13 скважин была увеличена вследствие снижения интенсивности пескопроявления. На 11.02.2014 количество самозадавливающихся скважин - 18, из них только 5 ограничены по выносу песка.

Таким образом, применение предлагаемого способа возможно на всех этапах разработки месторождения и позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта за счет дополнительных притоков газа из периферийной части залежи при остановке газового промысла в период пониженных спросов на газ, а также увеличить добычу газа в период повышенных спросов на газ за счет повышения пластового давления и увеличения производительности низкодебитных скважин.

Способ разработки газового или газоконденсатного месторождения, разрабатываемого несколькими газовыми промыслами в прерывистом режиме, отличающийся тем, что при сезонном или другом снижении отборов газа 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 и рассчитываемого по формулам:
Ki=(Зi·Пi)0,5·Ci,
Зi=100·Qпi/QΣ,
Пi=100·qitост/QΣ,
Ci=(1+ni/NΣ),
,
где i - номер газового промысла;
Ki - критерий остановки i-го промысла;
Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла;
Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла;
Ci - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла;
Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3;
QΣ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3;
qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут;
tост - планируемое время остановки промыслов, сут;
ni - количество скважин на i-м промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое;
NΣ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению;
ki - средневзвешенная проницаемость на i-м промысле, м2;
µi - динамическая вязкость газа на i-м промысле, Па·с;
hi - средневзвешенная мощность пласта на i-м промысле, м;
Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-м промысле, МПа;
Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-м промысле, МПа;
Рат - давление при стандартных условиях, МПа;
Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м;
Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, м, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

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.

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 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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием. Осуществляют последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны. Осуществляют спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера. Затем осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины. Далее последовательно соединяют и спускают в скважину элементы подземного эксплуатационного оборудования компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб. Осуществляют присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Техническим результатом является повышение надежности и безопасности при эксплуатации скважин. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия. Насосная система содержит погружной линейный электродвигатель, нефтяной насос, герметизирующее устройство и узел уравновешивания давления, установленные под землей. Погружной линейный электродвигатель содержит статор и приводной механизм. Он имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри статора. Нефтяной насос содержит цилиндр, плунжер, наружную гильзу и ситочную трубу для подачи нефти. Герметизирующее устройство установлено между погружным линейным электродвигателем и нефтяным насосом. Узел уравновешивания давления установлен на нижнем конце погружного линейного электродвигателя. Он выполнен с возможностью уравновешивания давления внутри и снаружи погружного линейного электродвигателя. Насосная система не включает насосную штангу, как в существующих насосных системах для добычи нефти, что позволяет предотвратить потерю хода, обусловленную длиной насосной штанги, и потерю энергии, обусловленную весом насосной штанги и истиранием штанги с отводом трубы. Благодаря этому обеспечено повышение коэффициента полезного действия системы. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений. Установка содержит установленные в скважине на колонне труб погружной насос с погружным электродвигателем. Вдоль колонны труб пропущен электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления работой погружной установки с датчиками параметров состояния, таких как давление и температура, и устройством преобразования сигналов датчиков, установленным на колонне труб в герметичном приборном отсеке. Силовой кабель подключен к погружному электродвигателю и к погружному приборному модулю. Внешняя поверхность приборного модуля выполнена с переменным сечением и образует с профилем внутренней стенки обсадной колонны скважины трубку Вентури. На горловине и диффузоре этой трубки установлены отборники давления перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля. Отборники давления подключены к дифференциальному манометру, установленному в герметичном приборном отсеке и подключенному к устройству преобразования сигналов. С помощью этого устройства обеспечена возможность расчета расхода перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля на основе показаний дифференциального манометра. 1 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.

Наверх