RU2501938C1 - Способ добычи нефти - Google Patents

Способ добычи нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2501938C1
RU2501938C1 RU2012130990/03A RU2012130990A RU2501938C1 RU 2501938 C1 RU2501938 C1 RU 2501938C1 RU 2012130990/03 A RU2012130990/03 A RU 2012130990/03A RU 2012130990 A RU2012130990 A RU 2012130990A RU 2501938 C1 RU2501938 C1 RU 2501938C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
well
oil
level
dynamic
Prior art date
Application number
RU2012130990/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Камил Рахматуллович Уразаков
Сергей Евгеньевич Здольник
Дмитрий Валерьевич Маркелов
Константин Анатольевич Бондаренко
Азамат Раисович Сулейманов
Original Assignee
ООО "РН-УфаНИПИнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ООО "РН-УфаНИПИнефть" filed Critical ООО "РН-УфаНИПИнефть"
Priority to RU2012130990/03A priority Critical patent/RU2501938C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2501938C1 publication Critical patent/RU2501938C1/ru

Links

Images

Abstract

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами. Обеспечивает повышение эффективности, универсальности и технологичности способа за счет увеличения добычи нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти. Согласно изобретению над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти. Насосное оборудование размещают на забое скважины. При этом периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 3 ил.

Description

Изобретение относится к механизированной добыче нефти и может быть использовано для эксплуатации скважин, преимущественно среднедебитных и малодебитных, оборудованных погружными глубинными насосами (УЭЦН, УСШН, УЭВН и др.).
Известен способ регулирования процесса периодической эксплуатации малодебитных нефтяных скважин, основанный на контроле и изменении времени накопления и откачки жидкости до момента определения оптимального времени накопления жидкости по данным о трех конечных заданных значениях времени накопления жидкости и соответствующих им значениям времен откачки жидкости (А.С. SU 1481382, E21B 43/00, 1989).
К недостаткам способа относится, в частности, рост противодавления на пласт при увеличении столба жидкости в период накопления, что препятствует увеличению добычи. Кроме того, отсутствие контроля величины коэффициента подачи насоса в процессе определения оптимальных параметров откачки и накопления; в то время как при увеличении динамического уровня и приближении его к приему насоса коэффициент подачи насоса снижается и эксплуатация установок ЭЦН будет осуществляться за пределами рабочей области, сопровождаясь снижением коэффициента полезного действия; более того, при коэффициенте подачи насоса меньше 0,2 происходит тепловое заклинивание плунжера насоса (К.Р. Уразаков «Эксплуатация наклонно направленных скважин, М. Недра, 1993 г - С.102).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ добычи нефти штанговой глубинно-насосной установкой, включающий бурение скважины, спуск в скважину глубинного штангового насоса, периодическую откачку нефти с остановками насоса для накопления нефти в скважине, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности работы насосной установки в глубоких скважинах при одновременном ускорении отбора нефти за счет снижения противодавления на пласт в процессе накопления, участок ствола скважины, служащий для накопления нефти, выполняют наклонным; насос устанавливают выше продуктивного пласта и под наклонным участком ствола (А.С. 1669231, E21B 43/00, 1987).
Способ-прототип недостаточно технологичен из-за необходимости выполнения участка ствола скважины, служащего для накопления нефти, наклонным. Способ-прототип ограничивает область эксплуатации скважин штанговонасосной добычей, так как выполнение участка накопления, располагающегося над насосом, наклонным ведет к росту сил трения и повышению износа плунжерной пары насоса.
Кроме того, способ-прототип недостаточно эффективен, так как не предусматривает изменение динамических уровней и расстояния между ними в случае превышения удельных расходов на тонну добываемой нефти над удельными расходами на тонну товарной нефти, что приводит к существенным убыткам вследствие добычи нефти нерентабельными скважинами; отсутствует ограничение величины коэффициента подачи насоса, снижение уровня которого приводит к тепловому заклиниванию плунжера насоса.
Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности, универсальности и технологичности способа за счет увеличения добычи нефти с помощью создания накопителей нефти в виде горизонтальных боковых стволов непосредственно над верхними отверстиями перфорации. Благодаря перемещению положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса обеспечивается перевод скважины в категорию рентабельных, увеличение межремонтного периода работы скважины. Способ универсален и технологичен, так как снимается ограничение области эксплуатации скважин штанговонасосной добычей и исключается необходимость выполнения участка накопления скважины наклонным; соответственно, возможна добыча нефти плунжерным насосом.
Поставленная задача решается тем, что способ добычи нефти, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти, отличается тем, что над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти, а насосное оборудование размещают на забое скважины, причем периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2. При этом величину интервала между верхним и нижним динамическими уровнями принимают 100-300 м, в период временной консервации скважин в условиях не коррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса, а при соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости, изменяя при этом расстояние между верхним и нижним динамическим уровнем до тех пор, пока не будет выполнено неравенство Т>Д, причем осуществляют временную консервацию скважины только при невозможности указанной оптимизации соотношения Т и Д. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, причем верхний динамический уровень больше статического уровня, а нижний - соответствует коэффициенту подачи насоса не ниже 0,2. В период временной консервации скважин в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:
1. Бурение скважины, разбуривание над верхними перфорационными отверстиями горизонтальных боковых стволов (диаметром меньше диаметра основного ствола), выполняющих функцию накопителей нефти.
Размещение глубинно-насосного оборудования на забое скважины для обеспечения возможности поддержания наибольшего нижнего динамического уровня, причем производительность насоса больше ожидаемого дебита жидкости; осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками для накопления нефти в скважине; размещение динамических уровней таким образом, что верхний динамический уровень больше статического, нижний уровень на расстоянии 100 метров от верхнего - так, чтобы цикл работы насоса (сумма периодов работы и отключения) был коротким; коэффициент подачи насоса не ниже 0,2.
2а. При соотношении удельных расходов на тонну товарной нефти (Т) и удельных расходов на тонну добываемой нефти (Д) Т>Д поддерживают циклическую работу насоса. Период накопления жидкости в скважине происходит с отключенным двигателем: без потребления электроэнергии. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.
2б. При соотношении Т<Д перемещают положение верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине до тех пор, пока неравенство Т>Д не станет верным. Перемещение положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляют путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, определяемых, например, экспортно, с помощью математического моделирования процесса добычи. Добытая жидкость перекачивается в систему нефтесбора.
3. В случае невозможности выполнения неравенства Т>Д с учетом вышеперечисленных условий перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине осуществляется временная консервация скважины; в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
Заявляемый способ поясняется чертежами.
На фиг.1 представлена схема установки насоса, поясняющая на примере центробежного насоса принцип эксплуатации скважины заявляемым способом. Здесь:
1 - эксплуатационная колонна - ствол скважины;
2 - насос в комплекте с электродвигателем;
3 - насосно-компрессорные трубы (НКТ);
4 - вариант положения нижнего динамического уровня жидкости;
5 - вариант положения верхнего динамического уровня жидкости;
6 - забой скважины;
7, 8 - горизонтальные боковые стволы.
Стрелками показан приток добываемой жидкости через перфорационные отверстия на забой скважины.
Способ предполагает размещение в эксплуатационной колонне 1 на забое 6 скважины насоса 2, подвешенного на колонне НКТ 3, в комплекте с погружным электродвигателем (ПЭД); накопление нефти в специально разбуренных горизонтальных боковых стволах 7 и 8, диаметром меньше диаметра основного ствола. В зависимости от уровня жидкости в затрубном пространстве скважины рассчитывается необходимый напор ЭЦН. Режим работы ЭЦН и ПЭД рассчитывают так, чтобы их характеристики находились в пределах рабочей области: работа осуществлялась с максимальным КПД.
В начальный момент времени насос выключен - верхний динамический уровень жидкости 5 больше статического, находящегося ниже устья скважины; его величина определяется пластовым давлением. При включении насоса 2 жидкость из затрубного пространства перекачивается в полость НКТ 3 и заполняет полость горизонтальных боковых стволов 7 и 8, что приводит к снижению ее уровня в затрубном пространстве. При достижении жидкостью нижнего динамического уровня 4, обеспечивающего коэффициент подачи насоса не ниже 0,2, насос 2 отключается. Скважина переходит в режим накопления, причем жидкость накапливается не только в полости НКТ 3, но и в полости горизонтальных боковых стволов 7 и 8, тем самым увеличивается объем накопленной нефти при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину. При достижении жидкостью верхнего динамического уровня 5 насос 2 включается, и скважина переходит в режим откачки.
Авторами смоделирован процесс работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в горизонтальных боковых стволах, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, при размещении насоса на забое скважины, в зависимости от глубины размещения нижней границы динамического уровня жидкости.
На фиг.2 представлены зависимости разности удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей от величины интервала между верхним и нижним динамическими уровнями, при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками), 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки). Показано, что рентабельность скважины повышается при максимально возможном приближении нижнего динамического уровня к приему насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2; рентабельность достигает максимума при величине интервала между верхним и нижним динамическими уровнями 100-300 м. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.
На фиг.З отображены зависимости, аналогичные зависимостям фиг.2. Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 2500 руб./т. Показано, что при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 2300 м (график помечен треугольниками) скважина отнесена к категории нерентабельных, а при размещении нижней границы динамического уровня жидкости в положении 1900 м (кубики) и 1400 м (жирные точки) скважина переходит в категорию рентабельных.
Примеры осуществления способа
Осуществлено математическое моделирование процесса добычи нефти из скважины №8501 Мамонтовского месторождения.
Режим работы скважины: забойное давление - 199 атм, давление в затрубном пространстве - 7 атм, давление в линии - 20 атм, потенциальный дебит - 26 м3/сут.
Конструкция скважины: глубина скважины - 2410 метров, насос устанавливают на забое - 2400 метров Скважина обсажена колонной диаметром 131 мм, в колонну спущен насос ЭЦН-60-2040 на насосно-компрессорных трубах диаметром 73 мм; горизонтальные боковые стволы диаметром 114 мм разбурены на глубине 2365 м.
Обводненность продукции 78%.
Статический уровень 480 м.
Пример 1.
По результатам моделирования существующий режим работы скважины пунктирная линия через жирные точки на фиг.2 при верхней границе динамического уровня 1300 м от устья скважины, нижней границе - 1400 м;
длительность рабочего цикла насоса 1 час, в том числе период работы (период откачки) - 0,28 часа, период отключения (период накопления) - 0,72 часа.
Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 2 часа, в том числе период работы (период откачки) - 1,18 часа, период отключения (период накопления) - 0,82 часа - на фиг.2 это сплошная линия через треугольники, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 2200 м от устья скважины, нижней границы - 2300 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: возрастает разность удельных расходов на тонну товарной и добываемой нефтей (фиг.2). Увеличение рабочего цикла насоса позволяет увеличить МРП скважины.
Расчеты проведены при удельных расходах на тонну товарной нефти 4500 руб./т.
Пример 2.
В случае изменения удельных расходов на тонну товарной нефти до величины 2500 руб./т, результаты моделирования существующего режима работы скважины - сплошная линия через треугольники на фиг.3 при верхней границе динамического уровня 2300 м от устья скважины, нижней границе - 2400 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2; длительность рабочего цикла насоса 1,4 часа, в том числе период работы насоса (период откачки) - 0,82 часа, период отключения (период накопления) - 0,58 ч. Скважина относится к категории нерентабельных.
Изменяем длину и соотношение периодов работы и отключения насоса: длительность рабочего цикла насоса 1,5 часа, в том числе период работы (период откачки) - 0,57 часа, период отключения (период накопления) - 0,93 часа - на фиг.3 это пунктирная линия через квадраты, при размещении верхней границы динамического уровня жидкости в затрубном пространстве в положении 1800 м от устья скважины, нижней границы - 1900 м, причем верхний динамический уровень больше статического, нижний динамический уровень обеспечивает коэффициент подачи насоса не ниже 0,2. Увеличивается дебит жидкости и соответственно нефти: скважина переходит в категорию рентабельных. Снижаются затраты на электроэнергию, вследствие увеличения периода отключения насоса: периода накопления.
Способ добычи нефти позволяет увеличить добычу нефти в периодическом режиме работы скважины с остановками насоса для накопления нефти, при снижении противодавления на пласт и увеличении притока жидкости в скважину, перемещением положения верхнего и нижнего динамического уровня жидкости в скважине путем регулирования длины и соотношения периодов работы и отключения насоса, перевести скважину в категорию рентабельных, увеличить межремонтный период работы скважины.

Claims (3)

1. Способ добычи нефти, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти, отличающийся тем, что над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти, а насосное оборудование размещают на забое скважины, причем периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что величину интервала между верхним и нижним динамическими уровнями принимают 100-300 м.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в период временной консервации скважин в условиях некоррозионной среды насосное оборудование не извлекают.
RU2012130990/03A 2012-07-19 2012-07-19 Способ добычи нефти RU2501938C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012130990/03A RU2501938C1 (ru) 2012-07-19 2012-07-19 Способ добычи нефти

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012130990/03A RU2501938C1 (ru) 2012-07-19 2012-07-19 Способ добычи нефти

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2501938C1 true RU2501938C1 (ru) 2013-12-20

Family

ID=49785202

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012130990/03A RU2501938C1 (ru) 2012-07-19 2012-07-19 Способ добычи нефти

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2501938C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2553744C1 (ru) * 2014-07-09 2015-06-20 Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") Способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1481382A1 (ru) * 1986-10-08 1989-05-23 Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср Способ регулировани процесса периодической эксплуатации малодебитных нефт ных скважин
RU2034132C1 (ru) * 1992-03-10 1995-04-30 Сахалинский научно-исследовательский и проектный институт "СахалинНИПИморнефть" Способ добычи нефти из горизонтальных скважин
RU2046930C1 (ru) * 1992-03-18 1995-10-27 Рузин Леонид Михайлович Способ добычи нефти
SU1669231A1 (ru) * 1987-04-09 1999-11-20 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Способ добычи нефти
RU2196892C2 (ru) * 1996-12-02 2003-01-20 Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. Устройство и система (варианты) для увеличения добычи жидкости из подземных пластов
RU2232263C2 (ru) * 2002-05-27 2004-07-10 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Способ добычи высоковязкой нефти

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1481382A1 (ru) * 1986-10-08 1989-05-23 Специальное Конструкторское Бюро "Кибернетика" С Опытным Производством Института Кибернетики Ан Азсср Способ регулировани процесса периодической эксплуатации малодебитных нефт ных скважин
SU1669231A1 (ru) * 1987-04-09 1999-11-20 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Способ добычи нефти
RU2034132C1 (ru) * 1992-03-10 1995-04-30 Сахалинский научно-исследовательский и проектный институт "СахалинНИПИморнефть" Способ добычи нефти из горизонтальных скважин
RU2046930C1 (ru) * 1992-03-18 1995-10-27 Рузин Леонид Михайлович Способ добычи нефти
RU2196892C2 (ru) * 1996-12-02 2003-01-20 Келли энд Санз Груп Интернейшнл, Инк. Устройство и система (варианты) для увеличения добычи жидкости из подземных пластов
RU2232263C2 (ru) * 2002-05-27 2004-07-10 ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Способ добычи высоковязкой нефти

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2553744C1 (ru) * 2014-07-09 2015-06-20 Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") Способ периодической эксплуатации нефтяной скважины погружной насосной установкой с регулируемым электрическим приводом

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9500067B2 (en) System and method of improved fluid production from gaseous wells
CN107939357B (zh) 提高油田开发系统效率方法
US20150060055A1 (en) Systems and Methods for Artificial Lift Via a Downhole Positive Displacement Pump
RU2433250C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости
RU109792U1 (ru) Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов
CA2778461C (en) Tandem progressive cavity pumps
RU2386795C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами
Oyewole et al. Artificial lift selection strategy for the life of a gas well with some liquid production
RU2501938C1 (ru) Способ добычи нефти
RU136502U1 (ru) Установка электроцентробежная насосная (уэцн) для добычи пластового флюида из скважин (варианты)
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
US20090044952A1 (en) Stationary slick line pumping method
CN110067555A (zh) 碳酸盐岩油井的最小动态储量的确定方法和装置
RU2332559C2 (ru) Способ повышения дебита скважины
RU2330936C2 (ru) Способ подъема жидкости из скважин
RU105938U1 (ru) Устройство для закачки жидкости в скважину
Goswami et al. Artificial lift to boost oil production
RU146346U1 (ru) Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных выносом кордового волокна из продуктивного пласта
RU85941U1 (ru) Устройство для уменьшения обводненности добываемой продукции за счет создания эффекта &#34;обратного конуса&#34; на добывающих скважинах
Kalu-Ulu et al. Overcoming the urge for infill drilling in marginal field redevelopment through artificial lift deployment
RU117966U1 (ru) Скважинная штанговая насосная установка
CN202483855U (zh) 一种油井抽油泵防砂装置
RU132507U1 (ru) Комплексная погружная бесштанговая электронасосная установка
Zulkipli et al. Application of Hydraulic Jet Pump Technology in MEL Field
RU2695194C1 (ru) Установка и способ эксплуатации нефтяных скважин

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170720