Способ разработки газового месторождения

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 газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки.

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (А.И. Гриценко, Е.М. Нанивский, О.М. Ермилов, И.С. Немировский. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991 г., 222-234 с.).

Недостатком данного способа является то, что увеличение коэффициента газоотдачи месторождения достигается путем экономически не оправданных капитальных вложений на бурение новых скважин.

Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с. 457-458).

Недостатком данного способа является отсутствие учета особенностей эксплуатации добывающих скважин на заключительной стадии разработки. В результате срок эксплуатации части месторождения определяется: либо временем обводнения последней добывающей скважины, либо, при разработке крупных газовых месторождений Севера Тюменской области, моментом достижения определенного давления на входе в дожимную компрессорную станцию, например, 1 МПа. При этом значительное количество скважин, расположенных в купольной части месторождения, являются необводненными и могут давать газ. В результате снижается коэффициент газоотдачи разрабатываемого месторождения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме на поздней стадии добычи, включающий расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых и периферийных участков (патент на изобретение РФ №2202690, опубликовано 20.04.2003).

Существенным недостатком известного способа является отсутствие регулирования процессами эксплуатации пласта для обеспечения потребительского спроса на газ при полном прекращении добычи, длительность периода простоя, обусловленная низким темпом внедрения пластовых вод, преждевременное выбытие скважин в бездействие по причине пропитки коллекторов в интервале перфорации жидкостью, накопившейся в скважине в процессе ее эксплуатации и осевшей на забое в период остановки, или жидкостью, поступающей в ствол скважины из эксплуатируемого обводненного интервала.

Предлагаемый способ разработки месторождения природного газа позволяет устранить указанные недостатки.

Заявляемый способ разработки газового месторождения включающий остановку добывающих скважин для компенсации потерь пластового давления, согласно изобретению, 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, на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки, а именно, по точке 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, и 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.

Заявляемый способ реализуют следующим образом. Проводят условное разделение площади залежи на эксплуатационные зоны газовых промыслов, в которых расположены эксплуатационные скважины того или иного промысла и прилегающие к ним периферийные зоны, в которых эксплуатационные скважины отсутствуют. В период сезонного снижения потребительского спроса на газ производят остановку газовых скважин и газовых промыслов в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры, с пониженным, относительно среднего, по залежи пластовым давлением, наиболее близких к центру депрессионной воронки, характеризующихся наименьшей степенью обводненности порового объема пласта-коллектора и наименьшим содержанием жидкости в добываемой. Рекомендуемую продолжительность остановки определяют, как точку пересечения первых производных по времени функции интенсивности притока газа в эксплуатационную зону остановленных скважин и функции интенсивности потенциальной добычи газа. Где интенсивность притока зависит от величины текущего пластового давления в зоне и за ее пределами, а интенсивность потенциальной добычи газа определяют как первую производную зависимости максимального уровня добычи от величины текущего пластового давления в зоне при заданной постоянной величине давления на входе газового промысла. Контролируют величину пластового давления в зонах во время остановки скважин и до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию. В период, предшествующий резкому сезонному увеличению спроса на газ, уровни отбора газа по зонам, количество действующих скважин и технологические режимы их работы подбирают таким образом, чтобы объемы газа, отбираемого в границах зоны, максимально компенсировались за счет его притока из периферийных и смежных эксплуатационных зон.

Пример реализации способа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ).

Характерной особенностью текущего состояния разработки центральной площади сеноманской залежи ЯНГКМ является то, что подавляющее количество скважин без признаков обводнения расположены в купольной части, в эксплуатационных зонах газовых промыслов (ГП)-2, 3, 5, начальные геологические запасы которых практически полностью выработаны. Эксплуатация осуществляется за счет перетока из смежных зон и периферии. Это дает возможность произвести полную остановку промыслов, которая позволяет частично восстановить энергетический потенциал, необходимый для прохождения периода пиковых нагрузок. Данное геолого-техническое мероприятие (ГТМ), направленное на обеспечение стабильности работы фонда скважин и аккумуляции запасов в зоне отбора, реализуется с 2011 года. С целью контроля динамики пластовых давлений в период остановки и после пуска скважин, для оценки эффекта реализуется «Программа по контролю, динамики пластового давления сеноманской залежи ЯНГКМ в период длительной остановки промыслов». Она включает регистрацию кривой восстановления давления (на устьях или на забоях опорных скважин), замер статических устьевых и пластовых давлений в контрольных вертикальных скважинах в течение всего периода остановки и после пуска промыслов. Для реализации программы исследовательских работ выбираются группы опорных вертикальных скважин, различающихся по характеру расположения и комплексу выполняемых работ по контролю динамики пластового давления в залежи, схема расположения которых показана на фиг. 1.

Выбранные скважины разделяют на три группы:

- скважины 1-й группы (выделены красным) расположены в купольной части залежи, в центральных частях зон отбора установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Программой предусматривается контроль динамики пластового давления Pпл посредством регистрации кривой восстановления пластового давления (КВД). Измерения начинают за сутки до остановки УКПГ и продолжают до истечения 3 суток после остановки УКПГ. Также проводится ежесуточный контроль устьевого статического давления Pуст, начиная с момента спуска и до момента извлечения глубинного прибора, а затем - через каждые 10 суток до момента пуска скважин в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 3 суток после пуска УКПГ;

- скважины 2-й группы (выделены синим) расположены в периферийных областях зон отбора. Замеры устьевого статического давления (Pуст) для определения Pпл проводятся за сутки до остановки УКПГ, и затем ежесуточно еще в течение 3 суток после остановки УКПГ, а далее - через каждые 10 суток до момента пуска скважин в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 10 суток после пуска УКПГ;

- скважины 3-й группы (выделены белым) - расположены в периферийных областях зон отбора. Программой предусмотрен контроль динамики Pуст и температуры Tуст в режиме реального времени (посредством установки устьевых манометров-термометров). Измерения начинают за сутки до момента остановки УКПГ и продолжают в течение 15 суток с момента остановки УКПГ, а далее - через каждые 10 суток до момента пуска промыслов в эксплуатацию. Последнее измерение производят через 30 суток после пуска УКПГ).

Эффективность ГТМ определяется на основе постоянно действующей геолого-технологической модели сеноманской залежи с использованием пакета Eclipse компании Schlumberger путем оценки суммарного объема притока запасов в зоны отбора УКПГ-2, 3, 5 и сравнения динамики отборов газа после запуска скважин с интенсивностью снижения пластового давления. При расчете учитывают историю отборов газа по скважинам и подъем ГВК.

Так, накопленный объем притока в зону отбора УКПГ-2 за период остановки в 2011, 2012 гг. составил, соответственно, 218,7, 439,6 млн. м3. По зоне УКПГ-3: 306,0, 424,8 млн. м3. Приток в зону УКПГ-5: 2011 г. - 105,2, 2012 г. - 172,7 млн. м3. Это позволило обеспечить следующие уровни добычи газа в период пиковых отборов: 2011-2012 - 125 млн. м3/сут.; 2012-2013 - 101 млн. м3/сут., которые на 5-8 млн. м3/сут. выше расчетных в условиях работы без остановки. На фиг. 2 представлены диаграммы изменения притока запасов по зонам УКПГ-2, 3, 5 за 2011-2013 годы. Характерно общее снижение удельного объема притока в периоды остановки, обусловленное уменьшением градиента давления между зоной размещения скважин и периферией.

На фиг. 3 представлена динамика восстановления пластового давления в период остановок 2011-2013 гг. Сравнивая рисунки 2 и 3, видно, что наиболее интенсивное восстановление пластовой энергии происходит в начальный период остановки скважин. После 2-х месяцев с момента остановки изменение давления практически не наблюдается (лежит в пределах погрешности измерений). Кроме того, наблюдается ежегодное «выполаживание» кривых, что подтверждает ежегодное снижение объема притока, и уменьшение времени эффективной остановки промыслов. По коэффициенту «B» степенной функции y=AxB, аппроксимирующей замеры пластовых давлений, можно проследить снижение степени кривизны и уменьшение интенсивности притока газа к добывающим скважинам по годам.

Скорость потока газа в зону дренирования скважин зависит от пластового давления Pпл, носит нелинейный характер и, начиная с момента остановки плавно снижается. Поскольку на дренирование газа серьезное влияние оказывает проницаемость пластов в зоне питания каждой из скважин, то учесть их влияние можно, используя коэффициент проницаемости kпр для газа. При этом следует помнить, что этот коэффициент является неким усреднением даже для зоны питания одной скважины, не говоря уже о промысле или всем месторождении. Соответственно всему сказанному выше, эффект от остановки промыслов снижается во времени, от цикла к циклу.

Соответственно, проводится расчет времени, необходимого на эффективную остановку промысла, с точки зрения восстановления энергетического потенциала для работы в осенне-зимний период. Для этого осуществляется сравнение (см. фиг. 4) суточного притока газа VП(Pпл, gradPпл, kпр, t) в эксплуатационную зону с последующей после остановки дополнительной суточной добычей газа VД(Pпл, Pвх, kпр, t).

Поскольку ряд параметров, определяющих приток газа и суточную добычу в указанных соотношениях, измерить практически невозможно, использовались методы, позволяющие оценить их величины через контролируемые параметры. При этом суточная добыча газа определялась как функция разности начального (до остановки) и текущего пластового давления Pпл при постоянной величине давления в коллекторе сырого газа (на входе) УКПГ Pвх, и учитывала в неявной форме остальные характеристики, влияющие на восстановление энергетического потенциала.

Как видно из приведенных выше данных, минимально необходимая продолжительность остановки промыслов снижается вместе со снижением запасов по эксплуатационной зоне пласта. Однако стоит отметить, что подобным методом можно оценить только мгновенный дебит сразу после запуска газового промысла. На практике период остановки и запуска промысла не совпадает с периодом пиковых отборов, поэтому для сохранения накопленной пластовой энергии имеет смысл останавливать промысел на более длительный период для обеспечения пиковых отборов в осенне-зимний период. Определение рациональной продолжительности остановок (управление остановками промыслов) по графикам, представленным на фиг. 2, практически невозможно. Это связано с тем, что по этим графикам построить алгоритм управления остановками не удается. Тем не менее, задача создания такого алгоритма решается, если использовать первую производную по времени функции притока и первую производную по времени функции дополнительной добычи газа . Используя эти производные, можно определить относительную долю каждого временного интервала (количество суток) в общей динамике энергетического потенциала объекта. Как видно из фиг. 4, значения этих производных во времени стремятся к нулю (что характеризует приближение экстремума функций). В случае остановки промысла экстремум соответствует прекращению процесса перетока (связано с выравниванием давления в пласте), а в случае последующего запуска промысла экстремум соответствует квазистатическому состоянию с выходом на стабильный переток, соответствующий отбору всего накопленного при остановке газа. Анализ процесса достижения экстремумов указанных функций и обусловил рекомендуемую продолжительность данных остановок на уровне 70-90 суток. При этом характер поведения указанных производных одинаков во всех циклах «остановка промысла - запуск промысла». Именно поэтому данный алгоритм и позволяет производить управление указанными циклами.

В таблице представлена консолидированная информация по результатам анализа эффективности остановок за период 2011-2013 гг., основным показателем которых является отношение сформированного резерва пластового давления к среднегодовому темпу снижения давления. В 2013 году эта величина составляла порядка 40%, что с учетом сезонной неравномерности добычи соответствует работе в режиме повышенных суточных отборов в течение трех месяцев, обеспечивая устойчивость выполнения планового задания в осенне-зимний период. Характерно, что в 2012 году при сопоставимой продолжительности остановок этот показатель составлял 55%. Для оценки перспектив использования данного ГТМ были выполнены прогнозные расчеты на период до 2017 года, результаты которых представлены на фиг. 5. Анализ рассмотренных материалов позволяет сделать следующие выводы. Приток газа в эксплуатационную зону за период с 2011 по 2013 гг. снижался, что вызвано уменьшением градиента давления между эксплуатационной зоной и периферией. Минимальное расчетное время остановки промыслов, с точки зрения равенства приток/дополнительная добыча, составляет для УКПГ-2 36 дней, УКПГ-3 25 дней, УКПГ-5 34 дня. Различие этих временных интервалов остановки связанно с различиями систем ГСС и пластовых условий указанных промыслов. Согласно динамике снижения скорости притока/дополнительной добычи промысла, рациональный срок остановки по УКПГ-2, 3, 5 не менее 70 суток. Однако в целях сохранения эффекта от остановок для обеспечения максимальных отборов в период пиковых нагрузок имеет смысл продлить остановки. Эффективность остановок газовых промыслов, расположенных в купольной части месторождения, для поддержания пиковых отборов при расчете прогноза до 2017 года, регулярно снижается. Дополнительная суточная добыча газа по указанным промыслам с учетом остановок на 1 января 2015 года составит 1235 тыс. м3/сут, 1519 тыс. м3/сут, 1098 тыс. м3/сут; на 1 января 2017 года 979 тыс. м3/сут, 1103 тыс. м3/сут, 834 тыс. м3/сут по УКПГ-2, УКПГ-3 и УКПГ-5, соответственно. Снижение дополнительной добычи в период пиковых отборов за 3 года работы промыслов с остановками составит 20,72%, 27,38% и 24,04% соответственно. Дополнительная добыча от остановки промыслов после ПНР в 2016 году составит менее 1 млн. м3/сут по каждому промыслу. Таким образом, остановки промыслов для сохранения пластовой энергии на зимний период после 2016 года будут не так эффективны с этой позиции.

Однако, с другой позиции, остановки промыслов положительно влияют и на фонд скважин. По расчетам количество эксплуатационных скважин на 1.10.2019 году по УКПГ-2 составит 69 при работе промысла с остановками в летний период, и 55 скважин при работе без остановок. Сохранение в работе эксплуатационных скважин - существенный положительный эффект, гарантирующий увеличение срока эксплуатации месторождения на поздней стадии разработки месторождения.

В целом, для месторождений, находящихся в стадии падающей добычи, выборочная продолжительная остановка промыслов со значительной выработанностью запасов и высокой степенью износа оборудования будет способствовать:

- формированию резерва давления для обеспечения устойчивости уровней добычи при пиковых нагрузках;

- снижению сезонной нагрузки на месторождения-регуляторы;

- улучшению сбалансированности работы газотранспортной системы в осенне-зимний период, за счет более равномерного распределения отборов по объектам добычи.

Кроме того, продолжительные остановки позволяют не только выполнить планово-предупредительные ремонты, но и провести полномасштабное проведение работ:

- по ревизии, промывке и гидравлическому (пневматическому) испытанию технологических трубопроводов, оборудования, емкостного парка и устранению замечаний;

- по ревизии, промывке и гидравлическому испытанию оборудования и трубопроводов систем тепло-водоснабжения;

- по проверке аварийных источников электроснабжения и их испытания под нагрузкой (согласно требованиям нормативно-технической документации);

- по проверке систем противопожарной, противоаварийной защиты и экстренной остановки УКПГ и ДКС;

- по диагностическому обследованию промыслового оборудования и фонтанных арматур с устранением выявленных дефектов;

- по частичной ликвидации обвязок кустов газовых скважин.

Способ разработки газового месторождения, включающий остановку добывающих скважин для компенсации потерь пластового давления, отличающийся тем, что 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 на срок, необходимый для компенсации потерь пластового давления за счет притока газа из периферийных зон с продолжительностью, определяемой по результатам предыдущей остановки, а именно, по точке 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 и, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации.

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 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.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин. Технический результат – повышение надежности эксплуатации скважин за счет удаления газа из внутренней части насоса при его остановке. Способ характеризуется тем, что пластовую жидкость добывают установкой, включающей герметично свинченные насосно-компрессорные трубы, двигатель и электроцентробежный насос. Собственно электроцентробежный насос содержит головку, основание с входными отверстиями для пластовой жидкости и ступени для повышения давления и растворения свободного газа в пластовой жидкости. Над насосом устанавливают обратный и сбивной клапаны. В верхней части электроцентробежного насоса выше его ступеней до обратного клапана устанавливают газоотводящее устройство с нормально открытым обратным клапаном. С помощью этого клапана при остановке электроцентробежного насоса соединяют его напорную область с затрубным пространством и снижают давление в электроцентробежном насосе до давления в затрубном пространстве. Этим обеспечивают выделение растворенного газа и последующее его вытеснение в затрубное пространство пластовой жидкостью. При повторном запуске установки повышают давление в электроцентробежном насосе и обеспечивают закрытие обратного клапана газоотводящего устройства, чем обеспечивают штатный режим работы электроцентробежного насоса. 4 н.п. ф-лы, 2 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.

Наверх