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 PDFInfo
- 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
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 21
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compressor (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
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.
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)
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)
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) |
-
2015
- 2015-10-05 RU RU2015142355A patent/RU2617761C2/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
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)
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 | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
RU2395672C1 (ru) | Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин | |
RU2617761C2 (ru) | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа | |
RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2453689C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
US4019576A (en) | Oil recovery from an oil-water well | |
RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2695183C1 (ru) | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2730163C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой | |
RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2393343C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта | |
RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
RU2290497C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2001109157A (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2545580C1 (ru) | Способ разработки углеводородных месторождений | |
RU2443854C1 (ru) | Способ разработки массивной залежи нефти и клапан регулируемый скважинный | |
RU2454533C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения на поздней стадии разработки | |
RU2747200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2505665C1 (ru) | Устройство для регулирования конуса воды в скважине |
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 |