×
20.12.2013
216.012.8d9f

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
0002501938
Дата охранного документа
20.12.2013
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: 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.
Реферат Свернуть Развернуть

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.


СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 21-30 из 47.
13.01.2017
№217.015.769e

Устройство для снижения давления газа в затрубном пространстве насосных скважин

Изобретение относится к технике нефтедобывающей промышленности, в частности к струйным насосам, и может быть применено для перепуска затрубного газа в выкидную линию при добыче нефти с высоким давлением насыщения нефти газом в скважинах, эксплуатируемых погружными насосными установками....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002598673
Дата охранного документа: 27.09.2016
25.08.2017
№217.015.ca5f

Штанговая насосная установка

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти, для осуществления добычи нефти с высокой вязкостью и механическими примесями. Содержит колонны насосных труб и штанг, замковую опору, цилиндр с установленными одна над другой ступенями разного диаметра. На колонне насосных штанг...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002620183
Дата охранного документа: 23.05.2017
25.08.2017
№217.015.cb26

Скважинный штанговый насос с подвижным цилиндром

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при механизированной добыче нефти. Скважинный штанговый насос с подвижным цилиндром содержит цилиндр 1, жестко связанный с колонной штанг 2, в верхней части которого закреплен клапан нагнетательный 3. Во внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002620139
Дата охранного документа: 23.05.2017
25.08.2017
№217.015.cd30

Способ и устройство для определения режима течения водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к системе поддержания пластового давления, и может быть использовано для контроля качества мелкодисперсной смеси воды и газа при закачке смеси в пласт через систему поддержания пластового давления. Способ определения режима...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002619797
Дата охранного документа: 18.05.2017
26.08.2017
№217.015.d883

Способ формирования водогазовой смеси для закачки в нагнетательную скважину и система управления для его реализации

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к процессам формирования водогазовой смеси для закачки ее в нагнетательную скважину и может быть использовано для повышения производительности нефтедобычи. Технический результат - обеспечение стабилизации закачки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002622575
Дата охранного документа: 16.06.2017
26.08.2017
№217.015.defa

Скважинный штанговый насос

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Насос содержит цилиндр с всасывающим клапаном. Плунжер установлен в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения. На наружной поверхности плунжера нанесены замкнутые канавки, поперечный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002624939
Дата охранного документа: 11.07.2017
26.08.2017
№217.015.e346

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626103
Дата охранного документа: 21.07.2017
26.08.2017
№217.015.e55c

Устройство для измерения числа качаний станка-качалки

Изобретение относится к нефтедобыче для использования при оценке технического состояния насосного оборудования в условиях эксплуатации скважин. Устройство включает магнитную метку, установленную на кривошипе, и уловитель сигнала, закрепленный на раме на кронштейне. Уловитель сигнала выполнен в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626616
Дата охранного документа: 31.07.2017
19.01.2018
№218.016.0450

Установка скважинного плунжерного лифта

Изобретение относится к установкам, применяемым при добыче нефти и газа, в частности для периодического отбора нефти с использованием энергии пластового газа. Установка скважинного плунжерного лифта, которая включает колонну подъемных труб, плунжер, забойный амортизатор и устьевой амортизатор с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630512
Дата охранного документа: 11.09.2017
20.01.2018
№218.016.1296

Якорь для насосно-компрессорных труб

Изобретение относится к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсадной колонне и устранения волнообразного изгиба колонны НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. Якорь состоит из корпуса, конуса, плашек, установленных на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002634316
Дата охранного документа: 25.10.2017
Показаны записи 21-30 из 71.
25.08.2017
№217.015.ca5f

Штанговая насосная установка

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти, для осуществления добычи нефти с высокой вязкостью и механическими примесями. Содержит колонны насосных труб и штанг, замковую опору, цилиндр с установленными одна над другой ступенями разного диаметра. На колонне насосных штанг...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002620183
Дата охранного документа: 23.05.2017
25.08.2017
№217.015.cb26

Скважинный штанговый насос с подвижным цилиндром

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при механизированной добыче нефти. Скважинный штанговый насос с подвижным цилиндром содержит цилиндр 1, жестко связанный с колонной штанг 2, в верхней части которого закреплен клапан нагнетательный 3. Во внутренней...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002620139
Дата охранного документа: 23.05.2017
25.08.2017
№217.015.cd30

Способ и устройство для определения режима течения водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к системе поддержания пластового давления, и может быть использовано для контроля качества мелкодисперсной смеси воды и газа при закачке смеси в пласт через систему поддержания пластового давления. Способ определения режима...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002619797
Дата охранного документа: 18.05.2017
26.08.2017
№217.015.d883

Способ формирования водогазовой смеси для закачки в нагнетательную скважину и система управления для его реализации

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к процессам формирования водогазовой смеси для закачки ее в нагнетательную скважину и может быть использовано для повышения производительности нефтедобычи. Технический результат - обеспечение стабилизации закачки...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002622575
Дата охранного документа: 16.06.2017
26.08.2017
№217.015.defa

Скважинный штанговый насос

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Насос содержит цилиндр с всасывающим клапаном. Плунжер установлен в цилиндре с возможностью возвратно-поступательного движения. На наружной поверхности плунжера нанесены замкнутые канавки, поперечный...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002624939
Дата охранного документа: 11.07.2017
26.08.2017
№217.015.e346

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626103
Дата охранного документа: 21.07.2017
26.08.2017
№217.015.e55c

Устройство для измерения числа качаний станка-качалки

Изобретение относится к нефтедобыче для использования при оценке технического состояния насосного оборудования в условиях эксплуатации скважин. Устройство включает магнитную метку, установленную на кривошипе, и уловитель сигнала, закрепленный на раме на кронштейне. Уловитель сигнала выполнен в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002626616
Дата охранного документа: 31.07.2017
19.01.2018
№218.016.0450

Установка скважинного плунжерного лифта

Изобретение относится к установкам, применяемым при добыче нефти и газа, в частности для периодического отбора нефти с использованием энергии пластового газа. Установка скважинного плунжерного лифта, которая включает колонну подъемных труб, плунжер, забойный амортизатор и устьевой амортизатор с...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002630512
Дата охранного документа: 11.09.2017
20.01.2018
№218.016.1296

Якорь для насосно-компрессорных труб

Изобретение относится к устройствам для фиксирования колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в обсадной колонне и устранения волнообразного изгиба колонны НКТ при добыче пластового флюида скважинными штанговыми насосными установками. Якорь состоит из корпуса, конуса, плашек, установленных на...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002634316
Дата охранного документа: 25.10.2017
20.01.2018
№218.016.1536

Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами....
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002634754
Дата охранного документа: 07.11.2017
+ добавить свой РИД