СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к технологии добычи нефти и может быть использовано для обеспечения эффективной работы газлифта.

Известно техническое решение (см. а.с. № 1348561, кл. F 04 В 47/02, Бюл. № 40, 1987), в котором для повышения производительности подачу газа производят поочередно в полости внутренних и внешних труб, а нефть вытесняют через затрубное пространство.

Недостаток - сложность осуществления способа добычи нефти.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ газлифтной добычи нефти и устройство для его осуществления (см. а.с. № 1513130, кл. Е 21 В 43/00, Бюл. № 37, 1989), включающий закачку газа высокого давления к башмаку колонны насосно-компрессорных труб с последующим воздействием на газонефтяную смесь, при этом перед закачкой газа высокого давления определяют объем газа, выделяемого из извлекаемой нефти и растворенного в ней, а закачку газа высокого давления осуществляют с учетом предварительно определяемого объема газа, выделяемого из извлекаемой нефти и растворенного в ней.

Недостаток - способ не позволяет улучшить условия фильтрации нефти из пласта в скважину и снизить ее вязкость.

Цель изобретения - повышение эффективности способа путем улучшения условий фильтрации нефти из пласта в скважину.

Поставленная цель достигается тем, что предварительно нагревают призабойную зону пласта, снижают вязкость добываемой нефти и в призабойную зону пласта из блока сепарации подают сжатую и нагретую пароэжектором газожидкостную смесь.

На чертеже приведена принципиальная схема, реализующая способ.

Схема включает скважину 1, насосно-компрессорные трубы 2, блок сепарации 3, пароэжектор 4, парогенератор 5 и запорно-регулирующую арматуру.

Способ добычи нефти осуществляется следующим образом.

На первой стадии процесса в скважину подается нагретая нефть без газа. Затем при постепенном нагревании призабойной зоны и всего ствола скважины часть газа отбирают и направляют на прием пароэжектора совместно с нефтью. Таким образом, в циркуляционном контуре постепенно накапливается необходимое количество газа, т.к. он все время возвращается в контур циркуляции и дополняется из добытой части.

Продукция нефтяной скважины 1 по линии поступает в блок сепарации 3, в котором происходит разделение ее на фазы. Отделившийся газ по линиям и поступает в парогенератор 5, туда же по линии подается пресная умягченная вода, а нагретая до 250°С - пар по линии поступает в пароэжектор 4, туда же по линии и по линии поступают нефть и газ и образовавшаяся смесь - по линии Далее смесь по линии поступает в насосно-компрессорпые трубы 2. Приток продукции в скважину осуществляется по линиям далее по линия и по линии поступает в блок сепарации 3. Частично газ из блока сепарации сбрасывается по линии на факел, а по линии - на ДНС. Нефть из блока сепарации по линии поступает на ДНС. Механические примеси сбрасываются по линии .

Пример

Глубина залегания пласта- 1300 м;Температура пласта- 40°С;Дебит скважины- 2 тн/час;Газовый фактор- 75 нм³/гнДавление на забое скважины- 9 МПа (90 кгс/см²);Давление на устье скважины- 2 МПа;Давление среднее- 5,5 МПа;Плотность нефти при нормальных условиях- 850 кг/м³;Плотность газа при нормальных условиях- 0,85 кг/м³.

Для обеспечения подъема жидкости от забоя скважины до устья с буферным давлением на устье 2 МПа необходимо подать в НКТ газожидкостную смесь под давлением 2 МПа и образовать в стволе скважины газожидкостную смесь с плотностью, обеспечивающей давление столба жидкости, равное 7 МПа. С тем, чтобы на забое получить требуемые 9 МПа

P=ρ_см·g·H; ρ_см=Р/g·H; ρ_см=7·10⁷/9,8·1300=549,5 кг/м³.

При эмульсионной структуре потока в стволе скважины можно допустить, что средняя плотность смеси будет определяться через расходное газосодержание потока при осредненном рабочем давлении, зная требуемую среднюю плотность столба газожидкостной смеси, можно определить расходное газосодержание потока при рабочих условиях и при известном расходе нефти определить необходимый расход газа:

β=(Q_r+О_ж)/Q_r; ρ_см=ρ_н·(1-β)+ρ_r·β;

ρ_н=850 кг/м³; ρ_r=0,85 кг/м³; ρ_r=47 кг/м³ при Р_ср 5,5 МПа;

β=(ρ_н-ρ_см)/(ρ_н-ρ_r); β=(850-550)/(850-47)=0,373;

Qr=β·Q_н/(1-β); Q_r=0,373-26/(1-0,373)=15,5 м³/час,

а при нормальных условиях 15,5·55=852,5 нм³/час. Из пласта поступает 2·75=150 нм³/час или 150·0,85=127,5 кг/час газа. Сверху необходимо добавить 702,5 нм³/час или 579,12 кг/час газа.

При расчете не учтены температурные изменения в потоке, но они приведены в таблице потоков на схеме.

Использование предлагаемого изобретения позволит обеспечить эффективную работу газлифта и увеличить приток нефти из пласта в скважину.

Изобретение может быть использовано при добыче нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа путем улучшения условий фильтрации нефти из пласта в скважину. Сущность изобретения: по способу подают нефтяной газ в призабойную зону пласта для обеспечения газлифтной добычи. Согласно изобретению предварительно нагревают призабойную зону пласта путем подачи в скважину нагретой нефти без газа, снижают вязкость добываемой нефти. Затем из продукции скважины в блоке сепарации отделяют нефтяной газ и накапливают его необходимое количество из добываемой продукции скважин. При этом нефтяной газ в призабойную зону пласта подают через блок сепарации сжатым и нагретым пароэжектором в жидкостной смеси. 1 ил.

Способ добычи нефти, заключающийся в подаче нефтяного газа в призабойную зону пласта для обеспечения газлифтной добычи, отличающийся тем, что предварительно нагревают призабойную зону пласта путем подачи в скважину нагретой нефти без газа, снижают вязкость добываемой нефти, затем из продукции скважины в блоке сепарации отделяют нефтяной газ и накапливают его необходимое количество из добываемой продукции скважин, при этом нефтяной газ в призабойную зону пласта подают через блок сепарации сжатым и нагретым пароэжектором в жидкостной смеси.