RU2130114C1 - Способ добычи нефти - Google Patents
Способ добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2130114C1 RU2130114C1 RU95121517A RU95121517A RU2130114C1 RU 2130114 C1 RU2130114 C1 RU 2130114C1 RU 95121517 A RU95121517 A RU 95121517A RU 95121517 A RU95121517 A RU 95121517A RU 2130114 C1 RU2130114 C1 RU 2130114C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- pressure
- gas
- annulus
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам механизированной добычи газонефтяной смеси из кустовых скважин. Сущность изобретения: в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале: Рimax<Рi<Рнi, где Рimax - максимальное давление в затрубном пространстве i-х скважин, в которые подают газ; Рi - давление в затрубном пространстве i-х скважин, из которых подают газ; Рni - давление в выкидном нефтепроводе i-й скважины. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам механизированной добычи газонефтяной смеси из кустовых скважин.
Известен способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины на поверхность глубинным насосом (см. кн.: Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа". Часть 1. Пер. с англ. -М.; Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР, 1975. С. 251-252).
Данный способ обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки.
Недостатком способа является снижение добычи нефти в процессе его осуществления, вызванное следующим. В процессе осуществления способа из нефти, поступающей на забой, выделяется газ, который, в основном, скапливается в затрубном пространстве скважины. В результате этого давление в затрубном пространстве и соответственно забойное давление растут, что приводит к снижению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и уменьшению добычи нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины глубинными насосами и откачку газа из затрубного пространства скважин компрессора (индивидуальными подвесными компрессорами или одним общим на несколько скважин (см. кн. Байкова Н.М., Колесникова Б.В., Челпанова П.И. "Сбор, транспорт и подготовка нефти", М., "Недра", 1975, 317 с. С. 47.).
Данный способ позволяет увеличить добычу нефти за счет снижения забойного давления путем откачки газа компрессором из затрубного пространства скважин.
Однако недостатком известного способа остается низкая надежность им связанное с ней снижение добычи нефти, обусловленное следующим. В процессе добычи нефти происходит неравномерное выделение газа, связанное с неравномерностью поступления нефти из пласта, колебанием характеристик нефти (в первую очередь, ее обводненности), прорывом газа, устойчивым ростом обводненности нефти в процессе длительной добычи нефти. Если количество газа, выделившегося из нефти и поступающего в затрубное пространство, превышает объемы его откачки (то есть, производительность компрессора), то давление в затрубном пространстве возрастает, что приводит к росту забойного давления и снижению притока нефти. Если поступление газа меньше производительности компрессора, то давление в затрубном пространстве и на примере компрессора снижается, что приводит при дальнейшем снижении давления к повышению температуры в камере сжатия компрессора и его аварийному отключению (или выходу из строя), а в итоге - к снижению и остановке добычи.
Поставленная техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ добычи нефти, который бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивал бы надежное и эффективное извлечение нефти и газа с забоя скважины на поверхность.
Целью предлагаемого способа является увеличение добычи нефти за счет повышения надежности ее работы.
Поставленная цель достигается описываемым способом добычи нефти, включающим отбор нефти из скважины глубинным насосом и откачку газа из затрубного пространства скважины компрессором.
Новым является то, что в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале
Pimax < Pj ≤ PHj
где Pimax - максимальное давление в затрубном пространстве i-x скважин, в которые подают газ;
Pj - давление в затрубном пространстве j-x скважин, из которых подают газ;
PHj - давление в выкидном нефтепроводе j-й скважины.
Pimax < Pj ≤ PHj
где Pimax - максимальное давление в затрубном пространстве i-x скважин, в которые подают газ;
Pj - давление в затрубном пространстве j-x скважин, из которых подают газ;
PHj - давление в выкидном нефтепроводе j-й скважины.
Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".
На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа добычи нефти.
Установка для осуществления способа содержит скважины 1 - 5, глубинные насосы 6, выкидные нефтепроводы 7, компрессоры 8 для откачки газа из затрубного пространства скважин, обратные клапаны 9, газопровод 10, регуляторы давления 11, 12, 13, 14, групповую замерную установку 15.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Нефть из скважин 1-5 (количество скважин в кусте - две и более) отбирают глубинными насосами 6 и подают по выкидным нефтепроводам 7 на групповую замерную установку 15, далее - на сборный пункт. Из затрубного пространства скважин 1-5 газ отбирают компрессорами 8 и подают в выкидные нефтепроводы 7.
Производительность компрессоров на скважинах 1 - 3 принимают равной максимально возможному количеству газа, выделившегося из нефти, что позволяет исключить превышение поступления газа в затрубное пространство над его откачкой компрессором. На скважинах 4-5 производительность компрессора принимают ниже объемов поступления газа из нефти в затрубное пространство, при этом избыточное количество газа, накапливающегося в затрубном пространстве, сбрасывается через обратный клапан 9 в выкидной нефтепровод.
В скважинах с номерами i = 1, 2, 3 поддерживают давление на заданном постоянном уровне P1, P2, P3 соответственно помощью регуляторов давления 11, 12, 13, 14. Причем давления P1, P2, P3 могут быть как равны между собой, так и неравны (в последнем случае выделим скважину с максимальным давлением, например скважину номер 2, то есть Pimax = P2).
При уменьшении количества газа, выделяющегося из нефти и поступающего в затрубное пространство в скважинах 1 и (или) 3, давление в их затрубном пространстве падает. При снижении давления ниже заданного (P1 и P2) срабатывают регуляторы давления 11 и 12, в результате чего газ из газопровода 10 поступает в затрубное пространство скважин 1 и 3. При снижении давления в затрубном пространстве скважины 2 и газопровода 10 срабатывают регуляторы давления 13 и 14, в результате чего газ из затрубного пространства скважин с номерами j = 4 и j = 5, давление в которых P4 и P5 больше Pimax = P2, поступает в затрубное пространство скважин 1-3. В результате давление в затрубном пространстве скважин 1 - 3 восстанавливается до исходных значений P1, P2, P3. Тем самым исключаются критическое снижение давления при приеме компрессоров 8 скважин 1-3 и повышение температуры в камере сжатия компрессора, предотвращаются перегрев и разрушение уплотнителей поршня и цилиндра, заклинивание поршня и аварийный останов.
Давление газа в затрубном пространстве скважин 4 и 5 поддерживают на уровне, обеспечивающем достаточный запас газа для подпитки затрубного пространства скважин 1 - 3. При частых и длительных отклонениях давления в скважинах 1-3 давление в затрубном пространстве скважин 4 - 5 поддерживают на уровне давления в выкидных нефтепроводах скважин 4 (P4 ≤ PH4) и 5 (P5 ≤ PH5), при редких нарушениях устойчивого отбора нефти и газа из скважин 1-3 давление в скважинах 4-5 поддерживают на уровне, близком к максимальному давлению в затрубном пространстве скважин 1 - 3 (P4 > P2, P5 > P2). В качестве "подпитывающих" скважин типа 4 и 5 предпочтительно принимать скважины, добывающие нефть с высоким газовым фактором.
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа давление в затрубном пространстве скважин 1-3 и, следовательно, забойное давление, не растет выше заданного ( установившегося в процессе стабильной работы), в результате объем добычи нефти не снижается. В то же время давление на приеме компрессоров 8 не снижается ниже заданного, так как при снижении давления газ подается в затрубное пространство скважин 1-3 и на прием компрессоров 8, установленных на скважинах 1-3 из затрубного пространства скважин 4-5, в результате повышается надежность (исключаются аварийные остановы) и возрастает добыча нефти.
Пример конкретного выполнения.
Нефть добывается из скважин 1, 2, 3, 4, 5, оборудованных станками-качалками типа СК-8 и подвесными (к балансиру станка-качалки) компрессора. Суммарная добыча нефти из скважин 1-5 составляет 18 т/сут, в том числе из скважин 1 составляет 5 т/сут. Газовый фактор нефти равен 35 м3/т, таким образом максимальное количество газа, поступающего в затрубное пространство скважины 1, достигает значения 175 м3/сут. Подвесной (к балансиру станка-качалки) компрессор с производительностью 0,12 нм3/мин откачивает газ из затрубного пространства скважины 1. Давления в затрубном пространстве скважин 1, 2 и 3 равны 0,1 МПа. Давление в затрубном пространстве скважин 4 и 5 установилось на уровне P4 = P5 = 0,3 МПа. Нефть от глубоких насосов 6 и газ от компрессоров 8 поступают в нефтепроводы 7, давление в которых равно PH1=PH2= PH3=PH4=PH5=0,6 МПа. В результате прорыва воды в забой резко увеличилась обводненность добываемой нефти, соответственно уменьшилось абсолютное значение добычи нефти (до 1,5 т/сут) и объема газа, поступающего в затрубное пространство (до 0,036 м3/мин.) В результате превышая производительности компрессора (0,12 м3/мин) над поступлением газа (0,036 м3/мин) давление в затрубном пространстве скважины 1 упало ниже 0,1 МПа, что привело к срабатыванию регулятора давления 11, обеспечивающего переток газа из газопровода 10 в затрубное пространство скважины 1. При дальнейшем снижении давления в затрубном пространстве 1 и газопроводе 10 срабатывают регуляторы давления 13 и 14, в результате чего газ из затрубного пространства скважины 4 и 5 поступает в газопровод 10 и затрубное пространство скважины 1 до восстановления исходного давления 0,1 МПа. Таким образом, при данном способе добычи нефти уменьшение количества газа, поступающего в затрубное пространство скважины 1, не привело к остановке компрессора и связанного с ним станка-качалки.
Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого устройства, приведены в таблице, откуда видно, что в результате при использовании предлагаемого способа добыча жидкости осталась на прежнем уровне (5,0 м3/сут), а добыча нефти не прекратилась (равна 1,5 т/сут), в отличие от известного способа (добыча равна 0).
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа добычи нефти складывается за счет повышения добычи нефти.
Claims (1)
- Способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины глубинным насосом и откачку газа из затрубного пространства скважины компрессором, отличающийся тем, что в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале
Pimax < Pi ≤ Pнi,
где Pimax - максимальное давление в затрубном пространстве i-х скважин, в которые подают газ;
Pi - давление в затрубном пространстве i-х скважин, из которых подают газ;
Pнi - давление в выкидном нефтепроводе i-й скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95121517A RU2130114C1 (ru) | 1995-12-20 | 1995-12-20 | Способ добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95121517A RU2130114C1 (ru) | 1995-12-20 | 1995-12-20 | Способ добычи нефти |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95121517A RU95121517A (ru) | 1997-10-27 |
RU2130114C1 true RU2130114C1 (ru) | 1999-05-10 |
Family
ID=20174911
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95121517A RU2130114C1 (ru) | 1995-12-20 | 1995-12-20 | Способ добычи нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2130114C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU193244U1 (ru) * | 2019-05-07 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке |
-
1995
- 1995-12-20 RU RU95121517A patent/RU2130114C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. - М.: Недра, 1980, ч.1 с.251 и 252. Байков Н.М., Комеников Б.В. Челпанова П.И. Сбор. Транспорт и подготовка нефти, - М.: Недра, 1975, с.47. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU193244U1 (ru) * | 2019-05-07 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Технологическая обвязка добывающих скважин на кустовой площадке |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11927086B2 (en) | Split stream oilfield pumping systems | |
US8257055B2 (en) | System and process for pumping multiphase fluids | |
US8113288B2 (en) | System and method for optimizing production in gas-lift wells | |
US5450901A (en) | Apparatus and process for producing and reinjecting gas | |
RU2102584C1 (ru) | Система добычи нефти | |
RU2130114C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
US4297088A (en) | Pump assembly comprising gas spring means | |
RU2397318C1 (ru) | Система закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины | |
RU2122105C1 (ru) | Установка для добычи нефти | |
RU2700748C2 (ru) | Система добычи нефти | |
CN110030491A (zh) | 一种采油井口伴生气连动式活塞增压回收装置及方法 | |
US3103175A (en) | Pumping apparatus | |
RU2160866C1 (ru) | Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU108103U1 (ru) | Система сбора продукции скважин и закачки воды в пласт | |
RU2068492C1 (ru) | Способ эксплуатации комбинированной установки "газлифт-погружной насос" | |
Imbo | First Off-Shore Installation Wellhead Compressor Dewatering Systyem | |
RU2357099C1 (ru) | Наземный силовой агрегат глубинного скважинного насоса, преимущественно гидропоршневого или струйного, для подъема жидкости из скважины с использованием энергии рабочей жидкости | |
RU134578U1 (ru) | Автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин | |
US2643612A (en) | Fluid-operated pump with singleacting direct-connected booster pump | |
RU2268985C2 (ru) | Установка для бурения скважин с очисткой забоя пеной | |
RU2236568C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
GB2526820A (en) | System and process for pumping fluids | |
RU2233972C1 (ru) | Способ закачки жидкости в нагнетательную скважину | |
NL8902673A (nl) | Werkwijze voor het verpompen van een veelfasig gas-vloeistofmengsel door het gebruik van een pomp. | |
RU2747138C1 (ru) | Способ снижения давления газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин от системы поддержания пластового давления |