RU2728065C2 - Способ искусственного подъема - Google Patents
Способ искусственного подъема Download PDFInfo
- Publication number
- RU2728065C2 RU2728065C2 RU2018134343A RU2018134343A RU2728065C2 RU 2728065 C2 RU2728065 C2 RU 2728065C2 RU 2018134343 A RU2018134343 A RU 2018134343A RU 2018134343 A RU2018134343 A RU 2018134343A RU 2728065 C2 RU2728065 C2 RU 2728065C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- well
- combination
- artificial lift
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Abstract
Изобретение содержит способ искусственного подъема и систему для обеспечения искусственного подъема, пригодные для использования в пластах-коллекторах тяжелой нефти. Способ искусственного подъема включает закачивание комбинации воды и газа в скважину для создания искусственного подъема. Комбинацию воды и газа транспортируют вниз в кольцевом пространстве между колонной НКТ и обсадной трубой или в одиночной совместно используемой колонне НКТ, предусмотренной внутри или снаружи эксплуатационной колонны НКТ. Система для обеспечения искусственного подъема содержит комбинированную трубу. Комбинированная труба проходит через фонтанную арматуру в затрубное пространство скважины и завершается на клапане, предусмотренном на отверстии в трубном элементе. Указанная труба выполнена с возможностью обеспечения комбинации газа и воды на отверстии в трубном элементе. Технический результат – обеспечивается бесперебойная работа скважины, уменьшается вес скважинного оборудования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Добывающие скважины применяются для добычи текучей среды из пластов-коллекторов в геологической среде. В частности, текучие среды в виде нефти и газа добывают при помощи скважин, как это обычно имеет место в нефтегазовой отрасли. Добываемая текучая среда обычно поступает в скважину из подземного пласта-коллектора под действием давления в естественных условиях, а затем вытекает из скважины внутри специализированной эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенной в скважине. Поток газа и жидкостей в эксплуатационной скважине имеет место под действием давления в пласте-коллекторе. Для подъема текучих сред на поверхность может быть достаточно природного давления. В дополнение к естественному потоку текучих сред может добавляться искусственное давление для увеличения или создания потока, если природного давления недостаточно для подъема текучих сред на поверхность. Искусственное давление также называют искусственным подъемом. Электрический погружной насос (ЭПН) представляет собой внутрискважинный насос, который может применяться для создания искусственного подъема. Может применяться система из нескольких скважин с подъемом продукции при помощи ЭПН, причем скважины соединены с общим коллектором. Добываемую текучую среду из скважины затем транспортируют по трубопроводам к расположенному ниже по потоку промысловому объекту, например, к плавучей нефтедобычной платформе (в случае шельфовой скважины), где текучая среда может подвергаться дальнейшей обработке. В добывающей системе, расположенной на поверхности, например, на морском дне, могут быть предусмотрены дополнительные бустерные насосы, способствующие откачке добываемой текучей среды из скважины по трубопроводу к расположенному ниже по потоку промысловому объекту с подходящей скоростью.
Существующие способы создания искусственного подъема для обеспечения высокого темпа добычи, например, свыше 1000 стандартных кубических метров в сутки, включают в себя: газлифт для традиционных нефтяных скважин; ЭПН, главным образом, для тяжелых нефтей; ГПН (гидравлические погружные насосы), главным образом, для тяжелых нефтей; штанговые глубинные насосы и скважинные струйные насосы.
Основными проблемами, связанными с текущей технологией ЭПН, являются: ограниченный срок службы (0,5-1,5 года) до их замены; высокая стоимость замены ЭПН (для замены насоса необходима буровая установка); снижение добычи при выключении ЭПН; повышенная стоимость скважины вследствие использования глубинного оборудования (в дополнение к самому ЭПН); высокие эксплуатационные затраты на насос ЭПН; стоимость, вес и пространство для находящегося сверху оборудования для управления насосом (главным образом, ЧРП); для уменьшения вязкости текучей среды в скважине может потребоваться внутрискважинный понизитель вязкости. Понизитель вязкости дорого стоит и использует часть доступной наземной эксплуатационной производительности.
Изобретение обеспечивает способ и систему, определяемые прилагаемой формулой изобретения.
Некоторые варианты осуществления изобретения будут теперь раскрыты, только в качестве примера, со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 схематически показана система.
На фиг. 2 показан способ.
Способ, раскрытый в настоящем документе, может использоваться в качестве способа искусственного подъема для пластов-коллекторов тяжелой нефти, где газлифт не может применяться вследствие высокой вязкости пластовой нефти.
Способ, раскрытый в настоящем документе, обеспечивает способ закачивания комбинации воды и газа в скважину. Этот способ может применяться для создания искусственного подъема. Вода и газ могут закачиваться в скважину одновременно.
Вода и газ могут закачиваться в скважину через отверстия в эксплуатационной колонне НКТ, опционально, как можно глубже, чтобы закачивание происходило вблизи от секции компоновки для нижнего заканчивания. Отверстия в эксплуатационной колонне НКТ могут обеспечиваться при помощи клапанов, регулирующих приток воды и газа.
Вода и газ могут транспортироваться вниз в кольцевое пространство между колонной НКТ и наименьшей обсадной трубой. Альтернативно, вода и газ могут транспортироваться вниз в одиночной совместно используемой колонне НКТ, предусмотренной внутри или снаружи эксплуатационной колонны НКТ. Альтернативно, вода и газ могут транспортироваться вниз в отдельных колоннах НКТ внутри или снаружи эксплуатационной колонны НКТ, причем первая труба предусмотрена для воды, а вторая колонна НКТ - для газа. При отдельных колоннах НКТ вода может обеспечиваться в любом положении выше по потоку от места закачивания газа. Вода может быть обеспечена за счет доведения скважины или бокового ствола скважины до водоносного горизонта.
Преимущество добавления или закачивания воды в добываемую пластовую текучую среду состоит в создании режима потока внутри эксплуатационной колонны НКТ с низкой кажущейся вязкостью, при сравнении с пластовой текучей средой без воды, для уменьшения потерь давления на трение. Преимущество добавления или закачивания газа в добываемую пластовую текучую среду состоит в создании смеси текучих сред в колонне НКТ с низкой кажущейся плотностью при сравнении с пластовой текучей средой без газа.
Вследствие этого, благодаря добавлению, закачиванию и/или смешиванию воды и газа в стволе скважины с добываемой пластовой текучей средой смесь текучих сред в колонне НКТ будет иметь и низкую вязкость, и низкую плотность, таким образом, сочетая преимущества воды и газа.
Количество воды и газа, закачиваемых в эксплуатационную колонну НКТ в скважине, можно непрерывно регулировать для максимального увеличения добычи пластовой текучей среды. Количество воды и газа, закачиваемых в скважину, может изменяться в зависимости от состава добываемой текучей среды, например, обводненности и газожидкостного фактора добываемой пластовой текучей среды. Добавление воды в условиях непрерывного потока может представлять собой одно из решений по обеспечению низкой кажущейся вязкости текучей среды в эксплуатационной колонне НКТ.
Одновременное закачивание воды и газа уменьшает потери давления вследствие трения и силы тяжести. Без добавления дополнительного давления, самого давления в скважине может быть достаточно для транспортировки добываемых текучих сред к поверхности в сочетании с уменьшением потерь давления после закачивания воды и газа.
Вода, добавленная для уменьшения потерь давления на трение, может также использоваться в связи с транспортировкой тяжелой нефти за пределы скважины, например, при транспортировке нефти по трубопроводу.
Дополнительные преимущества способа, раскрытые в настоящем документе, включают в себя: снижение себестоимости (капитальных и эксплуатационных затрат), улучшенную бесперебойность скважины (возможность избегать замены насосов ЭПН с учетом дорогостоящего времени бурения), уменьшенный вес (главным образом, приводов с регулируемой частотой вращения), улучшение использования производительности наземной обработки (возможность избегать закачивания понизителя вязкости прежде, чем он потребуется в наземном технологическом процессе). ЭПН чувствителен к газу, при этом применение ЭПН будет влиять на положение скважин в пласте-коллекторе с газовой шапкой. Применение газлифта позволяет обеспечивать более широкие возможности при расположении траектории ствола скважины, что увеличивает добычу на месторождении. ЭПН ограничивает траектории ствола скважины (например, максимальное искривление ствола скважины), тогда как настоящий способ не накладывает каких-либо ограничений на траекторию ствола скважины, что обеспечивает возможность оптимального расположения скважин с учетом темпа извлечения и добычи. Добавление воды будет влиять на количество воды, создающее условия непрерывной водной фазы, что улучшает разделение нефти/воды и газа/жидкости ниже по потоку от устья скважины.
На фиг. 1 показан конкретный вариант осуществления для подъема с одновременным закачиванием воды и газа (SWAG). Газ и воду смешивают выше морского дна и объединяют в одиночной трубе (1). Труба проходит через фонтанную арматуру (2) в затрубное пространство (3), предусмотренное снаружи самого внутреннего трубного элемента, проходящего к забою скважины. Труба завершается на клапане (4), предусмотренном в отверстии трубного элемента. Отверстие предусмотрено под водой, ниже морского дна и ниже покрывающей породы. Другими альтернативными вариантами являются закачивание воды и газа в одиночной или отдельных колоннах НКТ внутри или снаружи эксплуатационной колонны НКТ, или регулируемая добыча воды из водоносного горизонта в сочетании с традиционным газлифтом.
На фиг. 2 изображен способ комбинирования газа и воды (S1) и закачивания комбинации воды и газа в скважину для создания искусственного подъема (S2).
Хотя настоящее изобретение раскрыто на примере предпочтительных вариантов осуществления, изложенных выше, следует понимать, что эти варианты осуществления являются лишь иллюстративными, и что формула изобретения не ограничена этими вариантами. Специалисты в данной области техники смогут внести модификации и применить альтернативные варианты с учетом данного описания, которые рассматриваются в качестве входящих в объем притязаний формулы изобретения. Каждый признак, раскрытый или проиллюстрированный в настоящем описании, может быть включен в изобретение, самостоятельно или в любой соответствующей комбинации с любым другим признаком, раскрытым или проиллюстрированным в нем.
Claims (9)
1. Способ искусственного подъема, пригодный для использования в пластах-коллекторах тяжелой нефти, содержащий следующее:
закачивают комбинацию воды и газа в скважину для создания искусственного подъема, причем комбинацию воды и газа транспортируют вниз в кольцевом пространстве между колонной НКТ и обсадной трубой или в одиночной совместно используемой колонне НКТ, предусмотренной внутри или снаружи эксплуатационной колонны НКТ.
2. Способ по п. 1, в котором воду и газ закачивают в скважину через одно или более отверстие в эксплуатационной колонне НКТ.
3. Способ по п. 1, в котором воду и газ закачивают глубоко в скважину таким образом, чтобы закачивание происходило вблизи от секции компоновки для нижнего заканчивания.
4. Способ по п. 2, в котором одно или более отверстие в эксплуатационной колонне НКТ обеспечивают клапанами для управления притоком воды и газа.
5. Способ по п. 1, в котором воду обеспечивают за счет доведения скважины или бокового ствола скважины до водоносного горизонта.
6. Система для обеспечения искусственного подъема, пригодная для использования в пластах-коллекторах тяжелой нефти, содержащая:
комбинированную трубу, проходящую через фонтанную арматуру в затрубное пространство скважины и завершающуюся на клапане, предусмотренном на отверстии в трубном элементе, причем указанная труба выполнена с возможностью обеспечения комбинации газа и воды на отверстии в трубном элементе.
7. Система по п. 6, в которой отверстие предусмотрено под водой, ниже морского дна и ниже покрывающей породы.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201662308593P | 2016-03-15 | 2016-03-15 | |
US62/308,593 | 2016-03-15 | ||
PCT/EP2017/056158 WO2017158049A1 (en) | 2016-03-15 | 2017-03-15 | Artificial lift method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018134343A3 RU2018134343A3 (ru) | 2020-04-15 |
RU2018134343A RU2018134343A (ru) | 2020-04-15 |
RU2728065C2 true RU2728065C2 (ru) | 2020-07-28 |
Family
ID=58314232
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018134343A RU2728065C2 (ru) | 2016-03-15 | 2017-03-15 | Способ искусственного подъема |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU2017234995B2 (ru) |
BR (1) | BR112018068651B1 (ru) |
CA (1) | CA3017650A1 (ru) |
GB (1) | GB2564979B (ru) |
NO (1) | NO20181299A1 (ru) |
RU (1) | RU2728065C2 (ru) |
WO (1) | WO2017158049A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2580145B (en) * | 2018-12-21 | 2021-10-27 | Equinor Energy As | Treatment of produced hydrocarbons |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
WO2013015826A1 (en) * | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Evolution Petroleum Corporation | System and method for production of reservoir fluids |
US20130312980A1 (en) * | 2012-05-25 | 2013-11-28 | Richard F. Stoisits | Injecting A Hydrate Slurry Into A Reservoir |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4711306A (en) * | 1984-07-16 | 1987-12-08 | Bobo Roy A | Gas lift system |
US5421408A (en) * | 1994-04-14 | 1995-06-06 | Atlantic Richfield Company | Simultaneous water and gas injection into earth formations |
GB201411213D0 (en) * | 2014-06-24 | 2014-08-06 | Maersk Olie & Gas | Enhanced oil recovery method and apparatus |
-
2017
- 2017-03-15 GB GB1815679.4A patent/GB2564979B/en active Active
- 2017-03-15 WO PCT/EP2017/056158 patent/WO2017158049A1/en active Application Filing
- 2017-03-15 AU AU2017234995A patent/AU2017234995B2/en not_active Ceased
- 2017-03-15 CA CA3017650A patent/CA3017650A1/en active Pending
- 2017-03-15 RU RU2018134343A patent/RU2728065C2/ru active
- 2017-03-15 BR BR112018068651-4A patent/BR112018068651B1/pt active IP Right Grant
-
2018
- 2018-10-09 NO NO20181299A patent/NO20181299A1/en unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2206728C1 (ru) * | 2002-05-18 | 2003-06-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
WO2013015826A1 (en) * | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Evolution Petroleum Corporation | System and method for production of reservoir fluids |
US20130312980A1 (en) * | 2012-05-25 | 2013-11-28 | Richard F. Stoisits | Injecting A Hydrate Slurry Into A Reservoir |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2017158049A1 (en) | 2017-09-21 |
GB201815679D0 (en) | 2018-11-07 |
AU2017234995A1 (en) | 2018-10-25 |
AU2017234995B2 (en) | 2022-05-12 |
RU2018134343A3 (ru) | 2020-04-15 |
GB2564979B (en) | 2021-06-23 |
RU2018134343A (ru) | 2020-04-15 |
BR112018068651B1 (pt) | 2022-12-20 |
BR112018068651A2 (pt) | 2019-02-05 |
NO20181299A1 (en) | 2018-10-09 |
CA3017650A1 (en) | 2017-09-21 |
GB2564979A (en) | 2019-01-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
US20130068454A1 (en) | System, Apparatus and Method For Producing A Well | |
RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
US20150167652A1 (en) | Submersible pumping system and method | |
US20190226303A1 (en) | Subsea methane production assembly | |
US10280728B2 (en) | Connector and gas-liquid separator for combined electric submersible pumps and beam lift or progressing cavity pumps | |
US5842520A (en) | Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps | |
WO2004053291A1 (en) | Downhole separation of oil and water | |
US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
RU2728065C2 (ru) | Способ искусственного подъема | |
GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
RU2738699C2 (ru) | Система защиты от превышения давления | |
EP2964873B1 (en) | Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion | |
Verbeek et al. | Downhole separator produces less water and more oil | |
US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
Pino et al. | Gas Lift-Jet Pump Hybrid Completion Reduces Nonproductive Time During Unconventional Well Production | |
CN103470233A (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
Goswami et al. | Artificial lift to boost oil production | |
RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
EP3553274A1 (en) | Artificial lift method | |
RU2775628C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта | |
Pugh et al. | First ever sub-sea hydraulic jet pump system used to optimize single well development offshore Tunisia | |
Kukowitsch | Completion options to overcome liquid loading in the tail end production phase of gas wells | |
RU2540714C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |