СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам механизированной добычи газонефтяной смеси из кустовых скважин.

Известен способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины на поверхность глубинным насосом (см. кн.: Силаш "Добыча и транспорт нефти и газа". Часть 1. Пер. с англ. -М.; Недра, 1980, 375 с. Пер. изд. ВНР, 1975. С. 251-252).

Данный способ обеспечивает извлечение нефти на поверхность для дальнейшей переработки.

Недостатком способа является снижение добычи нефти в процессе его осуществления, вызванное следующим. В процессе осуществления способа из нефти, поступающей на забой, выделяется газ, который, в основном, скапливается в затрубном пространстве скважины. В результате этого давление в затрубном пространстве и соответственно забойное давление растут, что приводит к снижению притока нефти из пласта, к снижению дебита скважины и уменьшению добычи нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины глубинными насосами и откачку газа из затрубного пространства скважин компрессора (индивидуальными подвесными компрессорами или одним общим на несколько скважин (см. кн. Байкова Н.М., Колесникова Б.В., Челпанова П.И. "Сбор, транспорт и подготовка нефти", М., "Недра", 1975, 317 с. С. 47.).

Данный способ позволяет увеличить добычу нефти за счет снижения забойного давления путем откачки газа компрессором из затрубного пространства скважин.

Однако недостатком известного способа остается низкая надежность им связанное с ней снижение добычи нефти, обусловленное следующим. В процессе добычи нефти происходит неравномерное выделение газа, связанное с неравномерностью поступления нефти из пласта, колебанием характеристик нефти (в первую очередь, ее обводненности), прорывом газа, устойчивым ростом обводненности нефти в процессе длительной добычи нефти. Если количество газа, выделившегося из нефти и поступающего в затрубное пространство, превышает объемы его откачки (то есть, производительность компрессора), то давление в затрубном пространстве возрастает, что приводит к росту забойного давления и снижению притока нефти. Если поступление газа меньше производительности компрессора, то давление в затрубном пространстве и на примере компрессора снижается, что приводит при дальнейшем снижении давления к повышению температуры в камере сжатия компрессора и его аварийному отключению (или выходу из строя), а в итоге - к снижению и остановке добычи.

Поставленная техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ добычи нефти, который бы при минимальных затратах на реконструкцию имеющихся в промышленности технологических схем, обеспечивал бы надежное и эффективное извлечение нефти и газа с забоя скважины на поверхность.

Целью предлагаемого способа является увеличение добычи нефти за счет повышения надежности ее работы.

Поставленная цель достигается описываемым способом добычи нефти, включающим отбор нефти из скважины глубинным насосом и откачку газа из затрубного пространства скважины компрессором.

Новым является то, что в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале
P_imax < P_j ≤ P_Hj
где P_imax - максимальное давление в затрубном пространстве i-x скважин, в которые подают газ;
P_j - давление в затрубном пространстве j-x скважин, из которых подают газ;
P_Hj - давление в выкидном нефтепроводе j-й скважины.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

На чертеже показана схема осуществления предлагаемого способа добычи нефти.

Установка для осуществления способа содержит скважины 1 - 5, глубинные насосы 6, выкидные нефтепроводы 7, компрессоры 8 для откачки газа из затрубного пространства скважин, обратные клапаны 9, газопровод 10, регуляторы давления 11, 12, 13, 14, групповую замерную установку 15.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефть из скважин 1-5 (количество скважин в кусте - две и более) отбирают глубинными насосами 6 и подают по выкидным нефтепроводам 7 на групповую замерную установку 15, далее - на сборный пункт. Из затрубного пространства скважин 1-5 газ отбирают компрессорами 8 и подают в выкидные нефтепроводы 7.

Производительность компрессоров на скважинах 1 - 3 принимают равной максимально возможному количеству газа, выделившегося из нефти, что позволяет исключить превышение поступления газа в затрубное пространство над его откачкой компрессором. На скважинах 4-5 производительность компрессора принимают ниже объемов поступления газа из нефти в затрубное пространство, при этом избыточное количество газа, накапливающегося в затрубном пространстве, сбрасывается через обратный клапан 9 в выкидной нефтепровод.

В скважинах с номерами i = 1, 2, 3 поддерживают давление на заданном постоянном уровне P₁, P₂, P₃ соответственно помощью регуляторов давления 11, 12, 13, 14. Причем давления P₁, P₂, P₃ могут быть как равны между собой, так и неравны (в последнем случае выделим скважину с максимальным давлением, например скважину номер 2, то есть P_imax = P₂).

При уменьшении количества газа, выделяющегося из нефти и поступающего в затрубное пространство в скважинах 1 и (или) 3, давление в их затрубном пространстве падает. При снижении давления ниже заданного (P₁ и P₂) срабатывают регуляторы давления 11 и 12, в результате чего газ из газопровода 10 поступает в затрубное пространство скважин 1 и 3. При снижении давления в затрубном пространстве скважины 2 и газопровода 10 срабатывают регуляторы давления 13 и 14, в результате чего газ из затрубного пространства скважин с номерами j = 4 и j = 5, давление в которых P₄ и P₅ больше P_imax = P₂, поступает в затрубное пространство скважин 1-3. В результате давление в затрубном пространстве скважин 1 - 3 восстанавливается до исходных значений P₁, P₂, P₃. Тем самым исключаются критическое снижение давления при приеме компрессоров 8 скважин 1-3 и повышение температуры в камере сжатия компрессора, предотвращаются перегрев и разрушение уплотнителей поршня и цилиндра, заклинивание поршня и аварийный останов.

Давление газа в затрубном пространстве скважин 4 и 5 поддерживают на уровне, обеспечивающем достаточный запас газа для подпитки затрубного пространства скважин 1 - 3. При частых и длительных отклонениях давления в скважинах 1-3 давление в затрубном пространстве скважин 4 - 5 поддерживают на уровне давления в выкидных нефтепроводах скважин 4 (P₄ ≤ P_H4) и 5 (P₅ ≤ P_H5), при редких нарушениях устойчивого отбора нефти и газа из скважин 1-3 давление в скважинах 4-5 поддерживают на уровне, близком к максимальному давлению в затрубном пространстве скважин 1 - 3 (P₄ > P₂, P₅ > P₂). В качестве "подпитывающих" скважин типа 4 и 5 предпочтительно принимать скважины, добывающие нефть с высоким газовым фактором.

Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа давление в затрубном пространстве скважин 1-3 и, следовательно, забойное давление, не растет выше заданного ( установившегося в процессе стабильной работы), в результате объем добычи нефти не снижается. В то же время давление на приеме компрессоров 8 не снижается ниже заданного, так как при снижении давления газ подается в затрубное пространство скважин 1-3 и на прием компрессоров 8, установленных на скважинах 1-3 из затрубного пространства скважин 4-5, в результате повышается надежность (исключаются аварийные остановы) и возрастает добыча нефти.

Пример конкретного выполнения.

Нефть добывается из скважин 1, 2, 3, 4, 5, оборудованных станками-качалками типа СК-8 и подвесными (к балансиру станка-качалки) компрессора. Суммарная добыча нефти из скважин 1-5 составляет 18 т/сут, в том числе из скважин 1 составляет 5 т/сут. Газовый фактор нефти равен 35 м³/т, таким образом максимальное количество газа, поступающего в затрубное пространство скважины 1, достигает значения 175 м³/сут. Подвесной (к балансиру станка-качалки) компрессор с производительностью 0,12 нм³/мин откачивает газ из затрубного пространства скважины 1. Давления в затрубном пространстве скважин 1, 2 и 3 равны 0,1 МПа. Давление в затрубном пространстве скважин 4 и 5 установилось на уровне P₄ = P₅ = 0,3 МПа. Нефть от глубоких насосов 6 и газ от компрессоров 8 поступают в нефтепроводы 7, давление в которых равно P_H1=P_H2= P_H3=P_H4=P_H5=0,6 МПа. В результате прорыва воды в забой резко увеличилась обводненность добываемой нефти, соответственно уменьшилось абсолютное значение добычи нефти (до 1,5 т/сут) и объема газа, поступающего в затрубное пространство (до 0,036 м³/мин.) В результате превышая производительности компрессора (0,12 м³/мин) над поступлением газа (0,036 м³/мин) давление в затрубном пространстве скважины 1 упало ниже 0,1 МПа, что привело к срабатыванию регулятора давления 11, обеспечивающего переток газа из газопровода 10 в затрубное пространство скважины 1. При дальнейшем снижении давления в затрубном пространстве 1 и газопроводе 10 срабатывают регуляторы давления 13 и 14, в результате чего газ из затрубного пространства скважины 4 и 5 поступает в газопровод 10 и затрубное пространство скважины 1 до восстановления исходного давления 0,1 МПа. Таким образом, при данном способе добычи нефти уменьшение количества газа, поступающего в затрубное пространство скважины 1, не привело к остановке компрессора и связанного с ним станка-качалки.

Результаты, полученные при испытании известного и предлагаемого устройства, приведены в таблице, откуда видно, что в результате при использовании предлагаемого способа добыча жидкости осталась на прежнем уровне (5,0 м³/сут), а добыча нефти не прекратилась (равна 1,5 т/сут), в отличие от известного способа (добыча равна 0).

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа добычи нефти складывается за счет повышения добычи нефти.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам механизированной добычи газонефтяной смеси из кустовых скважин. Сущность изобретения: в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале: Р_imax<Р_i<Р_нi, где Р_imax - максимальное давление в затрубном пространстве i-х скважин, в которые подают газ; Р_i - давление в затрубном пространстве i-х скважин, из которых подают газ; Р_ni - давление в выкидном нефтепроводе i-й скважины. 1 табл., 1 ил.

Способ добычи нефти, включающий отбор нефти из скважины глубинным насосом и откачку газа из затрубного пространства скважины компрессором, отличающийся тем, что в условиях эксплуатации куста скважин давление в затрубных пространствах скважин поддерживают на заданном уровне путем подачи в часть из них газа из затрубного пространства другой части скважин, причем давление в затрубном пространстве последних поддерживают в интервале
P_imax < P_i ≤ P_нi,
где P_imax - максимальное давление в затрубном пространстве i-х скважин, в которые подают газ;
P_i - давление в затрубном пространстве i-х скважин, из которых подают газ;
P_нi - давление в выкидном нефтепроводе i-й скважины.