СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Заявленное изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа, а так же поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта нефтепромысла. Способ может быть использован при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных залежей, требующих поддержания пластового давления, а также скважин, эксплуатируемых в труднодоступных условиях.

Из уровня техники известен способ поддержания пластового давления, включающий применение насосов кустовой насосной станции, блока напорных гребенок с расходомерами и регулирующими вентилями, водоводы, соединяющие коллектор блока напорных гребенок как с отдельными нагнетательными скважинами различной приемистости, так и с нагнетательными скважинами, сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды [Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: учеб. пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - 232 с.].

Недостатками известного способа являются необходимость строительства насосной станции, сложной системы подготовки пластовой жидкости, что требует дополнительных энергозатрат на обслуживание системы подготовки пластовой жидкости и работу насосного оборудования. Кроме того способ исключает возможность его использования для поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления [RU 2070277, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.12.1996]. Способ включает в себя подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами.

Недостатком известного способа является его относительно низкая эффективность, обусловленная тем, что для его осуществления требуется, как правило, несколько газозаборных скважин.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности добычи нефти, за счет поддержания давления в нефтенасыщенном пласте.

Указанная задача решена тем, что для осуществления способа используют газовую скважину, пробуренную на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующуюся аномально высоким пластовым давлением, продукцию скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа подают на подготовку в установку подготовки газа, а подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины, входящей в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовский нефтяной горизонт, и служит рабочим агентом для нагнетания в пласт для системы поддержания пластового давления. При этом невостребованная часть продукции газовой скважины проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе и теплообменнике и поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней.

Положительный результат от применения раскрытого выше технического решения при эксплуатации куста скважин состоит в повышении эффективности добычи нефти при одновременном снижении энергозатрат на осуществление способа, за счет применения газовой скважины, пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующейся аномально высоким пластовым давлением и, как следствие, высоким устьевым давлением, а также системы бескомпрессорного газлифта.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана принципиальная схема системы поддержания пластового давления нефтяных скважин; на фиг. 2 - схема обвязки газовой скважины; фиг. 3 - схема установки подготовки газа; фиг. 4 - схема обвязки нагнетательной скважины.

Осуществление способа показано на примере системы поддержания пластового давления нефтяных скважин пласта

Система состоит из газовой скважины 1 предварительно пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующаяся аномально высоким пластовым давлением. Продукция скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа 2 поступает на подготовку в установку подготовки газа (УПГ) 3. Подготовленный во входном сепараторе 4 установки подготовки газа 3 газ поступает в пласт через фонтанную арматуру 5 нагнетательной скважины 6. Часть продукции газовой скважины 1 проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе 7 и теплообменнике 8 и поступает в систему газлифтного газа нефтепромысла. Жидкость, выделившаяся в процессе подготовки в установке подготовки газа 3 продукции газовой скважины 1 поступает в буферную емкость 9, после которой попадает в нефтесборную систему промысла.

Заявленное изобретение осуществляют следующим образом.

Продукция газовой скважины 1, на устье которой установлена фонтанная арматура крестового типа 2, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления пластового газа, поступает по одному боковому отводу фонтанной арматуры в выкидной трубопровод и далее на установку подготовки газа 3. На выкидном трубопроводе установлена следующая арматура:

• фланцевая пара 10, предназначенная для демонтажа арматуры перед проведением капитального ремонта;

• клапан-отсекатель 11, предназначенный для автоматического отключения скважины в случае порыва трубопровода выкидной линии или превышения давления газа в трубопроводе его критического значения;

• задвижка с электроприводом и с дистанционным управлением 12, предназначенная для отключения скважины при повышении давления;

• регулятор давления с электроприводом, снабженный блоком дистанционного управления 13, предназначенный для регулирования давления газа выкидной линии газовой скважины.

Для обеспечения высокой надежности эксплуатации в обвязке устья скважины предусмотрены продувочная и задавочная линии 14. Продувка скважины при выводе на режим и проведении ремонтных работ осуществляется по факельному газопроводу на горизонтальный факел. Продукция газовой скважины, поступающая на технологическую площадку подготовки газа, обеспечивает работу системы поддержания пластового давления (ППД) и газлифтной системы нефтепромысла.

Выкидной трубопровод подключен к установке подготовки газа 3, при этом на входном трубопроводе установлена арматура, включающая в себя первый шаровой кран с электроприводом 15, предназначенный для автоматического отключения подачи газа от скважины на УПГ и второй шаровой кран с электроприводом 16, предназначенный для автоматического направления газа на факел при плановых остановах или в аварийных ситуациях.

От внутриплощадочных сетей технологической площадки газ поступает во входной сепаратор 4, предназначенный для отделения от газа капель влаги и механических примесей. Жидкость, выделившаяся во входном сепараторе, поступает в буферную емкость 9. После входного сепаратора часть газа направляется в нагнетательную скважину 6 для поддержания пластового давления. Оставшаяся часть газа поступает на дальнейшую подготовку для нужд бескомпрессорной газлифтной системы в теплообменник 8. После охлаждения в теплообменнике через регулятор давления 17, на котором давление газа снижается до давления равного давлению в газлифтной системе, газ поступает в низкотемпературный сепаратор 7.

Выделившаяся в низкотемпературном сепараторе 7 жидкость поступает на подогрев в теплообменник 8 и далее в буферную емкость 9. Газ из низкотемпературного сепаратора 7 поступает через теплообменник 8 на узел замера и редуцирования 18, после чего попадает в газлифтную систему нефтепромысла. Жидкость из буферной емкости 9 поступает в систему нефтесборных коллекторов нефтепромысла.

Газ для системы поддержания пластового давления от входного сепаратора 4 поступает в нагнетательную скважину 6, на устье которой установлена фонтанная арматура 5, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления закачиваемого газа. Подача газа в нагнетательную скважину 6 осуществляется посредством насосно-компрессорных труб скважины. Для задавки скважины предусматривается подача задавочной жидкости по задавочной линии 19 в затрубное пространство. Сброс давления газа из нагнетательной скважины происходит обратным ходом по трубопроводу закачки газа 20.

Таким образом, раскрытый в настоящей заявке способ поддержания пластового давления нефтяной скважины с помощью системы ППД, обладающей высокой технологичностью, достигаемой за счет простой конструкции и применения взаимозаменяемых и легкодоступных материалов, приборов и оснастки, позволяет при минимальных капитальных вложениях обеспечить поддержание давления в системе бескомпрессорного газлифта нагнетательной скважины.

Разработанный способ позволяет не только производить эффективную эксплуатацию скважин, но и проводить их исследования, с целью определения оптимального расхода газа для системы поддержания пластового давления.