Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение производительности скважины за счет интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений. По способу при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений осуществляют регенерацию призабойной зоны скважины. Ее выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах. В динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2. В статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода. Затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

Характерной особенностью газоконденсатных месторождений является отложение в газоносных пластах высокомолекулярных органических соединений, в основном асфальтено-смоло-парафиновых. По мере истощения газоконденсатных месторождений и снижения давления в газоносных пластах образуется ретроградный конденсат, что приводит к снижению продуктивности скважин, при этом на определенном расстоянии от скважин формируется область статической конденсации, а непосредственно около забоя скважины – область динамической конденсации (Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. – С. 248).

Содержание высокомолекулярных соединений, которые остаются в газоносных пластах после истощения продуктивных скважин, исчисляют миллиардами тонн. Например, только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении при объеме продуктивных отложений около 137 млрд. м3 геологические запасы высокомолекулярных соединений составляют около 418 млн. т, в том числе более 218 млн. т масляных фракций (Скибицкая Н.А., Бурханова И.О., Большаков М.Н. и др. Научное обоснование оценки неучтенных запасов связанного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сорбированного высокомолекулярными компонентами и керогеноподобным полимером продуктивных отложений [Электронный ресурс]// Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 2014. – № 1(9) (30.07.2014). – URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/skibitskaya.html (дата обращения: 19.09.2016), при этом смолы и асфальтены высокомолекулярных органических соединений существенно отличаются по своим свойствам от аналогичных компонентов нефтей, представляя тем самым перспективное сырье для дальнейшей переработки (Дмитриевский А.Р., Скибицкая Н.А., Зекель Л.А. и др. Высокомолекулярные компоненты органоминеральной матрицы газоконденсатных месторождений // Химия твердого топлива, 2006. – № 2. – С. 47-59).

При работе газоконденсатной скважины в призабойной зоне скважины (зоне дренирования) из-за снижения давления образуется жидкая фаза в виде ретроградного конденсата, которая при движении к забою скважины вымывает тяжелые углеводороды, представляющие собой высокомолекулярные соединения (ВМС) остаточной нефти: масла, смолы, асфальтены и т.д. Со временем ВМС накапливаются в призабойной зоне скважины и формируют отложения, что ухудшает проницаемость призабойной зоны скважины и снижает ее продуктивность.

Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатного месторождения рекомендуется нагнетать в газоконденсатный пласт различные агенты в газовой или жидкой фазе как углеводородного, так и неуглеводородного происхождения: диоксид углерода, легкие углеводороды, природный газ, воду и другие вещества (Тер-Саркисов Р.М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – С. 407).

Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов, согласно которому залежь подготавливают к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента до достижения заданного пластового давления в залежи и после достижения заданного пластового давления в залежи начинают добычу пластовых флюидов из созданной и/или используемой по меньшей мере одной добывающей скважины, при этом из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода, а добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь (патент РФ на изобретение RU 2514078 С2, МПК Е21В 43/16, заявлен 02.03.2012, опубликован 27.04.2014).

Недостатками данного изобретения являются:

• необходимость наличия на месторождении не входящих в номенклатуру оборудования газодобывающих предприятий инфраструктур для отделения диоксида углерода, повторно закачиваемого в залежь;

• практическая сложность разложения молекулы воды на молекулы водорода и кислорода из водного раствора диоксида углерода при комнатной температуре и давлении 1-1,5 МПа на железосодержащих катализаторах непосредственно в пласте с одновременным образованием углеводородов.

Известен способ добычи нефти при помощи ввода газа в сочетании с низкоамплитудным сейсмическим воздействием (грант US 4417621 С2, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/00, заявлен 28.10.1981, опубликован 29.11.1983).

Недостатками данного изобретения являются:

• отсутствие точных сведений о достаточной эффективности сейсмического воздействия источника частотой 100 Гц с низкой амплитудой колебаний не более 100 А при переходе от лабораторных испытаний на специальном стенде к полевым условиям, когда газоносные пласты породы толщиной в несколько сот метров находятся на большой глубине от дневной поверхности месторождения;

• необходимость постоянного сейсмического воздействия на пласт, связанная с отсутствием возможности для прохождения диоксида углерода через пласт без акустического воздействия;

• возможность проявления определенных отрицательных явлений, влияющих на биосферу, в том числе на человека, из-за низкоамплитудных вибрационных и акустических эффектов, сопровождающих сейсмическое воздействие.

Известен способ разработки залежи тяжелой нефти, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в пласт газа и теплоносителя, нагретого реагентами, полученными из углеводородов, при этом теплоноситель, насыщенный газом, выводят из потока, образующегося при экзотермическом синтезе углеродсодержащих продуктов из реагентов, производимых путем конверсии углеводородов (заявка на изобретение RU 2010118985 А, МПК Е21В 43/24, заявлена 13.05.2010, опубликована 20.11.2011).

Недостатками данного изобретения являются:

• расходуемые преимущественно на прогрев газоносного пласта высокие энергозатраты для нагрева воды, используемой в качестве теплоносителя;

• многостадийность получения смеси газа и теплоносителя, диоксида углерода и воды соответственно: каталитическая конверсия, по крайней мере, значительной части добываемых углеводородов при высоких температуре и давлении в присутствии катализаторов, содержащих драгоценные металлы, с предварительно получаемыми водяным паром или кислородом, разделение продуктов конверсии с извлечением теплоносителя методом конденсации или сорбции, причем в последнем случае продукты реакции необходимо сначала охладить до температуры сорбции, которая значительно ниже температуры конденсации теплоносителя, далее повторный нагрев холодного теплоносителя, при этом в чрезмерно усложненную схему теплопереноса включен еще и ядерный реактор, а подобное оборудование на газовых промыслах, как правило, отсутствует.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины карбонизированной воды и добычу нефти через добывающие скважины при поддержании отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к давлению насыщения воды диоксидом углерода в интервале 1,1-2,2, при этом перед закачкой карбонизированной воды в нагнетательную скважину добавляют 0,01-1,00% катионного поверхностно-активного вещества (патент РФ на изобретение RU 2119580 С1, МПК Е21В 43/22, заявлен 16.06.1997, опубликован 27.09.1998).

Недостатками данного изобретения являются:

• низкая концентрация диоксида углерода в карбонизированной воде;

• низкая растворяемость высокомолекулярных соединений в карбонизированной воде.

Известен способ вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода из однородного обводненного пласта при 333°С и давлении до 15 МПа (Радаев А.В., Сабирзянов А.Н., Шакиров А.Н., Закиев И.Д., Давлетшин А.А. Вытеснение нефти сверхкритическим диоксидом углерода из однородного обводненного пласта [Электронный ресурс]// Сверхкритические Флюиды: Теория и Практика, 2009. – Том 4. – № 3 (07.04.2014). URL: http://www.scf-tp.ru/articles/2009_03/download/scf-tp_v004_03_2009_pp_07-15.pdf (дата обращения 19.09.2016)).

Недостатками данного способа являются: отсутствие технологических приемов ввода сверхкритического диоксида углерода в однородный обводненный пласт и низкий, до 10%, коэффициент извлечения нефти.

Известен также способ экстракции углеводородов из углеродсодержащего сырья, такого как угли, богхеды, горючие сланцы, нефтеносные песчаные породы, природные битумы, битуминозные породы, остаточные нефтепродукты, при этом указанное сырье приводят в контакт с диоксидом углерода, периодически меняя режимы сверхкритического и предкритического состояний диоксида углерода, благодаря чему процесс экстракции протекает при более низких давлениях в диапазоне 5,5-9,0 МПа и температурах в диапазоне 20-40°С и характеризуется более высокой избирательностью по отношению к растворению углеводородов (патент РФ на изобретение RU 2420558 С1, МПК С10G 1/04, заявлен 09.03.2010, опубликован 10.06.2011).

Недостатками данного способа является отсутствие технологических приемов ввода диоксида углерода в пласт и периодичность смены сверхкритического и предкритического состояний диоксида углерода, вызванная более низкой растворимостью углеводородов в диоксиде углерода в жидком состоянии по сравнению со сверхкритическим.

При создании изобретения ставилась задача создания способа увеличения притока нефти, газа, конденсата к скважинам за счет формирования системной обработки скважины, деградирующей по причине отложений высокомолекулярных соединений в области динамической конденсации, флюидом диоксида углерода с целью интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений, а также повышения производительности скважины.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе извлечения нефти, газа, конденсата из скважины, включающем обработку скважины сверхкритическим флюидом диоксида углерода при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений, регенерацию призабойной зоны скважины выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, при котором призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах: в динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину при изменении давления от большего р1 к меньшему р2, а в статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода, затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние.

Целесообразно давление сверхкритического флюида диоксида углерода изменять от большего р1 к меньшему р2 ступенчато. При этом большее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р1 равно 10 МПа, а меньшее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р2 равно 8 МПа. Наличие динамического режима в регенерационном состоянии скважины в виде последовательно чередующихся периодов изменения давления закачки сверхкритического флюида диоксида углерода приводит к возникновению в призабойной зоне скважины упругих пульсаций сверхкритического флюида диоксида углерода, имеющего при повышенном давлении существенно большую плотность по сравнению с плотностью при пониженном давлении. В связи с этим при постоянстве массового расхода подаваемого в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода скорость потока, его объемный расход и давление в устье скважины становятся переменными величинами, при этом изменение давления находится в диапазоне 1-2 МПа, что способствует деформации структуры газоносного пласта в призабойной зоне скважины, появлению и расширению микротрещин, ускорению доставки сверхкритического флюида диоксида углерода к конгломератам отложений высокомолекулярных соединений и их растворения во флюиде.

Целесообразно, чтобы продолжительность динамического режима регенерационного состояния скважины многократно превышала продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода. Многократно повторяемый в течение динамического режима процесс изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода способствует увеличению пористости газоносного пласта в призабойной зоне скважины.

Целесообразно продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода оценивать по замедлению падения давления в призабойной зоне скважины, поскольку при формировании новых трещин газоносного пласта в призабойной зоне скважины трещины будут заполняться сверхкритическим флюидом диоксида углерода, что приведет к некоторому падению давления сверхкритического флюида диоксида углерода в призабойной зоне скважины, а в случае прекращения дальнейшего развития процесса формирования новых трещин давление в призабойной зоне скважины стабилизируется.

Целесообразно экспозицию с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте осуществлять от 3 до 10 суток, что обеспечивает спонтанное перемещение раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте к призабойной зоне скважины и формирует условия возможности дальнейшей эксплуатации скважины.

Заявляемый способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины иллюстрируется фигурами 1-4.

На фигуре 1 изображены различные фазы работы скважины:

а – эксплуатационное состояние скважины с высоким дебитом отбираемого продукта;

б – уменьшение дебита отбираемого продукта из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений;

в – регенерационное состояние скважины с закачкой в нее сверхкритического флюида диоксида углерода для растворения высокомолекулярных соединений;

г – восстановление эксплуатационного состояния.

На фигуре 1 используются следующие обозначения:

1 – месторождение газа или газового конденсата;

2 – газоносный пласт месторождения;

3 – скважина;

4 – отложение высокомолекулярных соединений.

На фигуре 2 представлены характер изменения дебита отбираемого продукта при чередовании эксплуатационного и регенерационного состояний. На фигуре 3 представлен характер изменения давления сверхкритического флюида диоксида углерода в динамическом и статическом режимах регенерационного состояния скважины. На фигуре 4 представлен характер изменения давления диоксида углерода в течение периода изменения давления при динамическом режиме регенерационного состояния скважины.

Во время эксплуатационного состояния скважины с высоким дебитом отбираемого продукта (фигура 1а) в призабойной зоне скважины происходит отложение высокомолекулярных соединений, что приводит к постепенному уменьшению дебита отбираемого продукта (фигура 1б). Когда дебит отбираемого продукта снижается настолько, что добыча становится экономически нецелесообразной, скважину переводят в регенерационное состояние (фигура 2), при котором скважину обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода (фигура 1в). На первой стадии регенерационного состояния скважины выдерживают динамический режим, который заключается в последовательном чередовании периодов закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину при изменении давления от большего р1 к меньшему р2 (фигура 3). При этом на каждом периоде закачки сверхкритического флюида диоксида углерода вначале поддерживают большее давление р1 (фигура 4), например 10 МПа, способствующее деформации структуры газоносного пласта в призабойной зоне скважины, появлению и расширению микротрещин, ускорению доставки сверхкритического флюида диоксида углерода к отложениям высокомолекулярных соединений и их растворению во флюиде. Затем давление закачки сверхкритического флюида диоксида углерода резко снижают до меньшего значения р2 (фигура 4), например до 8 МПа, при этом плотность сверхкритического флюида диоксида углерода уменьшается с 800 до 600 кг/м3, что приводит к увеличению его объема в призабойной зоне скважины и расширению за счет этого трещин в призабойной зоне скважины, интенсифицирующему подвод сверхкритического флюида диоксида углерода к отложениям высокомолекулярных соединений. Затем давление закачки сверхкритического флюида диоксида углерода резко поднимается (фигура 4) вновь до 10 МПа, что создает гидравлический удар величиной 2 МПа и дополнительное разрушение призабойной зоны скважины. Подобные периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода в течение динамического режима регенерационного состояния скважины повторяют несколько раз, затем скважину переводят в статический режим регенерационного состояния, который заключается в выдержке призабойной зоны скважины при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине (фигура 3). После завершения статического режима регенерационного состояния скважину подвергают экспозиции без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода. При этом происходит спонтанное перемещение раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте с восстановлением возможности последующей откачки продукта. Завершение времени экспозиции скважины можно определить по выравниванию давления сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине с пластовым давлением в соседних скважинах в эксплуатационном состоянии, после чего регенерационное состояние скважины считают завершенным и скважину переводят в эксплуатационное состояние (фигура 1г). Если давление сверхкритического флюида диоксида углерода в скважине в регенерационном состоянии остается существенно выше пластового давления в соседних скважинах в эксплуатационном состоянии и практически не изменяется, это означает, что отложения высокомолекулярных соединений в призабойной зоне скважины растворились не полностью и следует повторить регенерационное состояние скважины в соответствии с описанным способом.

Таким образом, способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины может быть реализован за счет формирования системной обработки скважины, деградирующей по причине отложений высокомолекулярных соединений в области динамической конденсации, флюидом диоксида углерода с целью интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений, а также повышения производительности скважины.

1. Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины, включающий обработку скважины сверхкритическим флюидом диоксида углерода, отличающийся тем, что при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений регенерацию призабойной зоны скважины выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, при котором призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах, при этом в динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2, а в статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода, затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление сверхкритического флюида диоксида углерода изменяют от большего р1 к меньшему р2 ступенчато.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что большее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р1 равно 10 МПа.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что меньшее давление сверхкритического флюида диоксида углерода р2 равно 8 МПа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что продолжительность динамического режима регенерационного состояния скважины многократно превышает продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода.

6. Способ по п. 3, отличающийся тем, что продолжительность единичного периода изменения давления сверхкритического флюида закачки диоксида углерода оценивают по замедлению падения давления в призабойной зоне скважины.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что экспозицию с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте осуществляют от 3 до 10 суток.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к одновременно-раздельной закачке жидкости в нагнетательные скважины, вскрывшие два пласта.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано при дефектоскопии магнитных металлических труб, расположенных в скважинах, с одновременным вычислением толщины стенок каждой из труб в многоколонных скважинах.

Группа изобретений относится к способу и системе для уменьшения трения бурового оборудования, размещаемого в буровой скважине. Указанный способ включает: обеспечение наружного трубчатого элемента, имеющего ствол с внутренней поверхностью; нанесение первого слоя смазочного материала по меньшей мере на часть внутренней поверхности наружного трубчатого элемента; размещение наружного трубчатого элемента по меньшей мере в части буровой скважины; обеспечение бурового снаряда, содержащего внутренний элемент, имеющий наружную поверхность и центральную продольную ось, совмещенную с центральной продольной осью наружного элемента; нанесение второго слоя смазочного материала по меньшей мере на часть наружной поверхности внутреннего элемента; вставку внутреннего элемента в ствол наружного трубчатого элемента; обеспечение протекания бурового раствора через ствол бурового снаряда; поворот внутреннего элемента по отношению к наружному элементу; измерение показателя механического износа и/или трения между наружным элементом и внутренним элементом; определение того, превышает ли измеренный показатель заранее заданный пороговый уровень; и запуск последующей операции в ответ на определение того, что измеренный показатель превышает заранее заданный пороговый уровень.

Изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины.

Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины.

Изобретение относится к геофизическому исследованию скважин. Техническим результатом является обеспечение точного измерения характеристик пласта и глубины в режиме реального времени.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и предназначено для измерения геофизических и технологических параметров в процессе бурения. Предлагаемое изобретение решает задачу повышения надежности конструкции и повышения качества передаваемого сигнала за счет изменения конструкции НДМ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых.

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для селективного испытания нефтегазовых и метаноугольных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и утилизации попутного нефтяного газа с использованием отводящих факельных газов. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения доли сжигаемого попутного нефтяного газа на факельной установке и использования тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры попутного нефтяного газа для дальнейшей его транспортировки с остальным добываемым продуктом.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к погружным насосным установкам, содержащим устройства для отделения твердых частиц от пластовой жидкости, которые защищают погружные нефтяные насосы от абразивного износа.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины. Технический результат - повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор.

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами. Технический результат - повышение уровня ремонтопригодности устройства и повышение надежности эксплуатации добывающих скважин.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Технический результат - повышение технологичности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к транспортировке нефти насосами по локальным и магистральным нефтепроводам. Технический результат – повышение эффективности транспортировки за счет сокращения затрат электрической энергии.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера. Технический результат - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования и повышение надежности эксплуатации промысловых систем сбора газа. По способу в шлейф подают ингибитор гидратообразования. Для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа и температуру окружающей среды. Вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа. Принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением. Дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины и на выходе из шлейфа. За базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования. При уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа до значений ниже базового значения сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле. Если это давление на устье возросло на некоторую величину, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования. Вначале увеличивают подачу ингибитора в шлейф. Если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, то корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования по когнитивной модели. При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели, задаваемой аналитическим выражением. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение производительности скважины за счет интенсификации растворения и извлечения высокомолекулярных соединений. По способу при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне скважины высокомолекулярных соединений осуществляют регенерацию призабойной зоны скважины. Ее выполняют за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Призабойную зону скважины сначала обрабатывают сверхкритическим флюидом диоксида углерода последовательно в динамическом и статическом режимах. В динамическом режиме регенерационного состояния последовательно чередуют периоды закачки сверхкритического флюида диоксида углерода, подаваемого в газоносный пласт через скважину, при изменении давления от большего р1 к меньшему р2. В статическом режиме регенерационного состояния призабойную зону скважины выдерживают при максимальном давлении сверхкритического флюида диоксида углерода. Затем скважину подвергают экспозиции с выравниванием давления в скважине и газоносном пласте без дополнительного ввода сверхкритического флюида диоксида углерода в условиях спонтанного перемещения раствора «высокомолекулярные соединения-флюид» в газоносном пласте и возвращают в эксплуатационное состояние. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Наверх