RU2617761C2 - Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа - Google Patents

Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа Download PDF

Info

Publication number
RU2617761C2
RU2617761C2 RU2015142355A RU2015142355A RU2617761C2 RU 2617761 C2 RU2617761 C2 RU 2617761C2 RU 2015142355 A RU2015142355 A RU 2015142355A RU 2015142355 A RU2015142355 A RU 2015142355A RU 2617761 C2 RU2617761 C2 RU 2617761C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
water
formation
pump
chamber
Prior art date
Application number
RU2015142355A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015142355A (ru
Inventor
Аленик Григорьевич Газаров
Макмун Адгамович Музитов
Салават Самимович Валеев
Айдар Данирович Музипов
Александр Загитович Бикбаев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН")
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 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН")
Priority to RU2015142355A priority Critical patent/RU2617761C2/ru
Publication of RU2015142355A publication Critical patent/RU2015142355A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2617761C2 publication Critical patent/RU2617761C2/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40Separation associated with re-injection of separated materials

Abstract

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью. Технический результат - минимизация обводненности добываемой нефти и сброс воды в пласт без остаточного содержания нефти. По способу осуществляют откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти на дневную поверхность. Отсепарированную воду сбрасывают в пласт двумя насосами. Эти насосы устанавливают на разных глубинах. С помощью этих насосов откачивают жидкость из герметично изолированных друг от друга камер. Нижнюю из этих камер сообщают с пластом, а верхнюю - с дневной поверхностью. Производительность нижнего насоса подбирают таким образом, чтобы обеспечить максимально допустимую депрессию на пласт, а его напорными характеристиками обеспечить подъем жидкости из нижней камеры в верхнюю до установленного в верхней камере динамического уровня. Производительность верхнего насоса подбирают ниже производительности насоса нижнего на величину, необходимую для подъема динамического уровня в верхней камере за единицу времени, при котором происходит гравитационное разделение фаз на нефть и воду. Управляемый клапан сброса воды из верхней камеры в нижнюю регулируют таким образом, чтобы сброс воды в пласт происходил до достижения динамическим уровнем критического нижнего значения. После поступления сигнала о достижении расчетного давления обеспечивают срабатывание клапана на закрытие. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью, в том числе в скважинах с горизонтальным и боковым стволом. Изобретение обеспечивает расширение технологических возможностей ЭЦН при эксплуатации в скважинах с боковым и горизонтальным стволом, в том числе в малодебитном фонде, где использование ЭЦН осложнено из-за низкой продуктивности пласта, а эксплуатация в режиме накопления (периодическая эксплуатация) не рентабельна.
Способ включает откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти с частью воды на дневную поверхность, используя систему внутрискважинной сепарации, образованную двумя камерами, за счет установки пакера и расчетной длины хвостовика из НКТ над пакером. При этом вода, отсепарированная при расчетном режиме эксплуатации, возвращается через обратный клапан, установленный на пакере, под давлением столба жидкости в кольцевом пространстве над пакером в пласт. При этом один насос извлекает жидкость из-под пакера, создавая необходимую депрессию на пласт, для дренирования нефти из пласта и поступления обогащенной нефтью жидкости по НКТ на прием насоса и сброса во вторую камеру. Второй насос, погруженный под динамометрический уровень жидкости, сформировавшийся во второй камере, откачивает жидкость на дневную поверхность.
Т.к. прием нижнего насоса находится значительно выше клапана для сброса избыточной воды в пласт, а прием верхнего насоса находится выше приема нижнего насоса, то жидкость из пласта проходит две стадии сепарации. Первая стадия - это сепарация в колонне НКТ, соединяющей подпакерное пространство с приемом насоса нижнего, а вторая стадия - это сепарация в кольцевом пространстве. Таким образом, на прием верхнего насоса поступает жидкость с меньшей степенью обводненности, чем на прием нижнего насоса.
Контроль за заданным режимом эксплуатации ведется с помощью датчиков давления, температуры и влагосодержания, установленных в зоне раздела сред в НКТ до приема нижнего насоса и в затрубном пространстве над приемом верхнего насоса.
Управление заданным режимом эксплуатации ведется по программе режима эксплуатации с помощью управляемого штуцера на приеме нижнего насоса и частотного привода насосов.
Наиболее близким к предложенному изобретению является способ добычи нефти из скважин на нескольких горизонтах и способ подъема скважинной продукции и закачки рабочего агента в пласт, заключающийся в том, что из скважин нефть и воду откачивают раздельно или в заданном их сочетании двумя глубинными насосами, установленными на различных глубинах в верхней и нижней камерах накопителях, в которых соответственно поступают нефть и вода, при котором нефть поступает с верхней стороны камеры и стекает к насосу откачки сверху вниз, а вода - с нижней стороны камеры по "хвостовику", из которого она поступает по трубке, заканчивающейся в верхней части камеры-накопителя, которая соединена кольцевым пространством, образованным между полым штоком, соединяющим нижний насос откачки с насосом-двигателем, и частью колонны подъемных труб, расположенной концентрично к полому штоку, соединенной с верхней камерой-накопителем, по которой может всплывать нефть, которая далее может быть откачана по отдельным каналам на поверхности земли, или нефть - на поверхность земли, а вода по кольцевому каналу вниз, ниже водонефтяного контакта в нефтеносный пласт или по горизонтальному стволу скважины в его удаленные зоны, в сторону подошвенных частей нефтеносной залежи (Патент РФ №2290497, кл. E21B 43/14, опубл. 27.12.2006 - прототип).
Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность.
Однако способ осуществляется сложной технологической схемой и оборудованием, которое в силу конструктивных особенностей не позволяет автоматизировать процесс контроля за эксплуатацией и минимизировать процесс обводненности добываемого продукта.
В предложенном изобретении решается вопрос автоматизации и контроля за качеством извлекаемого продукта, что обеспечивает минимизацию обводненности и исключение возможности вторичного проникновения в пласт извлеченной из пласта нефти за счет максимального использования стандартного оборудования в технологической схеме добычи нефти, а вторичное попадание нефти в пласт невозможно, т.к. применяемое оборудование обеспечивает на пласт расчетную депрессию, а избыточная вода дренирует в пласт, до тех пор пока не уравновесится давление, создаваемое столбом жидкости над пакером.
Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность, избыточная вода, проходя через двухкамерную систему, включающую в себя два сепаратора, возвращается в призабойную зону пласта, образуя застойную зону для воды и фильтрации нефти с последующим ее всплытием на прием нижнего насоса.
За счет применения системы контроля за качеством продукта, поступающего на прием верхнего насоса и управляемого штуцера на выкиде нижнего насоса, достигается такой режим эксплуатации, при котором нижний насос подает в верхнюю камеру минимально обводненную нефть за счет отбора расчетного количества жидкости, равного объему всплывших капель нефти на прием нижнего насоса. Т.к. воздействие на пласт статического давления динамического уровня верхней камеры исключено, то можно добиться максимальной депрессии на пласт.
Периодическое формирование кратковременного режима снижения давления в призабойной зоне ниже давления насыщения создает ускоренное всплытие капель нефти за счет ее флотации пузырьками газа.
На рис. 1 представлена применяемая для решения поставленной задачи компоновка.
При откачке из пласта 1 через скважину 2 нефти на дневную поверхность и сброса отсепарированной воды в пласт используется система двух камер, в которой из камеры нижней 3 жидкость откачивается насосом 4 в верхнюю камеру. По мере продвижения жидкости к хвостовику - сепаратору 5 - происходит гравитационная сепарация, при которой капли нефти двигаются вверх с определенной скоростью, к приему насоса, находящемуся в зоне максимальной нефтенасыщенности столба жидкости, а вода стекает в нижнею зону хвостовика.
Обогащенная нефтью жидкость нижним насосом сбрасывается в затрубное пространство - верхняя камера 6. В верхней камере происходит вторая сепарация добываемой жидкости и на прием верхнего насоса 7 поступает еще более обогащенная нефтью жидкость, которая насосом подается на дневную поверхность. За счет того, что верхняя и нижняя камера герметично разъединены, и столб жидкости над верхним насосом не давит на пласт, то давление в нижней камере определяется технологической потребностью и создается напором нижнего насоса
Т.к. производительность верхнего насоса 7 меньше производительности нижнего насоса 4 на расчетную величину, то при достижении динамического уровня 11 критической величины происходит открывание клапана 8 и вода под давлением столба жидкости сбрасывается из верхней камеры в нижнюю до тех пор, пока не уравняется давление. Расположение пакера 9 на максимально низкой отметке над кровлей продуктивного пласта позволяет максимально эффективно использовать энергию сбрасываемой воды, а т.к. обратный клапан управляется на устье по данным давления и влагосодержания, полученным от ТМС 10, то количество сбрасываемой воды определяется по перепаду давления в единицу времени. При этом датчик влагосодержания, размещенный в ТМС, позволяет контролировать и обеспечивать минимизацию обводненности добываемого продукта, а датчик давления обеспечивать необходимый динамический уровень.
При этом максимальная производительность верхнего насоса 7 устанавливается в зависимости от условий гравитационного раздела пластовой жидкости в скважине на нефть и воду, а нижнего насоса 4 из расчета максимально допустимой депрессии на пласт.
Признаками изобретения являются:
1. Откачка из пласта через скважину нефти на дневную поверхность верхним насосом и возврат отсепарированной воды из верхней камеры в нижнюю за счет создания перепада давления, при котором давление под пакером на расчетный период времени становится меньше, чем над пакером, за счет откачки низкообводненной нефти из нижней камеры нижним насосом.
2. Расположение приема нижнего насоса ниже клапана сброса воды из верхней камеры в нижнюю.
3. Наличие в пакере управляемого клапана для периодического сброса воды.
4. Соотношение производительности и напора верхнего и нижнего насосов в зависимости от соотношения высоты подъема жидкости на дневную поверхность, пластового давления и заданной депрессией на пласт.
5. Подбор производительности верхнего насоса из условия времени гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки верхним насосом нефти с минимальным содержанием воды.
6. Подбор производительности и напора нижнего насоса из условия создания под пакером (в нижней камере) кратковременной депрессии ниже давления насыщения и долговременного режима откачки жидкости из-под пакера в верхнюю камеру для создания условий по п. 1

Claims (2)

1. Способ добычи нефти, включающий откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти на дневную поверхность и сброс отсепарированной воды в пласт двумя насосами, установленными на разных глубинах и откачивающими жидкость из герметично изолированных друг от друга камер, нижняя из которых сообщена с пластом, а верхняя - с дневной поверхностью, производительность нижнего насоса подбирают таким образом, чтобы обеспечить максимально допустимую депрессию на пласт, а его напорными характеристиками обеспечить подъем жидкости из нижней камеры в верхнюю до установленного в верхней камере динамического уровня, производительность верхнего насоса подбирают ниже производительности насоса нижнего на величину, необходимую для подъема динамического уровня в верхней камере за единицу времени, при котором происходит гравитационное разделение фаз на нефть и воду, управляемый клапан сброса воды из верхней камеры в нижнюю регулируют таким образом, чтобы сброс воды в пласт происходил до достижения динамическим уровнем критического нижнего значения, после поступления сигнала о достижении расчетного давления обеспечивают срабатывание клапана на закрытие.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нижний насос служит для перекачивания жидкости из нижней камеры в верхнюю для создания необходимого уровня для гравитационного раздела фаз на нефть и воду.
RU2015142355A 2015-10-05 2015-10-05 Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа RU2617761C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142355A RU2617761C2 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015142355A RU2617761C2 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015142355A RU2015142355A (ru) 2017-04-07
RU2617761C2 true RU2617761C2 (ru) 2017-04-26

Family

ID=58505160

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015142355A RU2617761C2 (ru) 2015-10-05 2015-10-05 Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2617761C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2767810C1 (ru) * 2020-12-02 2022-03-22 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" Способ регулирования давления на входе в промысел при разработке многопластовых газовых месторождений

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6279660B1 (en) * 1999-08-05 2001-08-28 Cidra Corporation Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid
RU2290497C1 (ru) * 2006-03-22 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ добычи нефти
RU2297521C1 (ru) * 2006-07-18 2007-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2339794C1 (ru) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт
RU2394153C1 (ru) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины
RU2534688C2 (ru) * 2012-08-21 2014-12-10 Олег Марсович Гарипов Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6279660B1 (en) * 1999-08-05 2001-08-28 Cidra Corporation Apparatus for optimizing production of multi-phase fluid
RU2290497C1 (ru) * 2006-03-22 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ добычи нефти
RU2297521C1 (ru) * 2006-07-18 2007-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2339794C1 (ru) * 2007-02-26 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт
RU2394153C1 (ru) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины
RU2534688C2 (ru) * 2012-08-21 2014-12-10 Олег Марсович Гарипов Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова и способ для ее реализации (варианты)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2767810C1 (ru) * 2020-12-02 2022-03-22 Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" Способ регулирования давления на входе в промысел при разработке многопластовых газовых месторождений

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015142355A (ru) 2017-04-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2214064A (en) Oil production
RU2297521C1 (ru) Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2394153C1 (ru) Способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины
RU2617761C2 (ru) Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа
RU2395672C1 (ru) Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин
RU2431737C1 (ru) Способ разработки водонефтяной залежи
RU2433250C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости
US4019576A (en) Oil recovery from an oil-water well
RU2539486C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием
RU2401937C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2453689C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2228433C2 (ru) Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления
RU2491418C1 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
RU2393343C1 (ru) Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта
RU2558546C1 (ru) Способ разработки многопластового нефтяного месторождения
RU2695183C1 (ru) Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа
RU2290497C1 (ru) Способ добычи нефти
RU2545580C1 (ru) Способ разработки углеводородных месторождений
RU2001109157A (ru) Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления
RU2443854C1 (ru) Способ разработки массивной залежи нефти и клапан регулируемый скважинный
RU2454533C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки
RU2505665C1 (ru) Устройство для регулирования конуса воды в скважине
RU2747200C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
RU2769027C1 (ru) Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты)

Legal Events

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

Effective date: 20181006

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20200921