Система поддержания пластового давления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/12 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для воздействия на пласт, увеличения нефтеотдачи и улучшения экологической обстановки.

Известна система поддержания пластового давления, включающая сообщающиеся водоводами водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины. Вода подается из водозаборной скважины установкой погружного центробежного насоса в нагнетательные скважины (Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа» М.: Недра. 1983. с. 61).

Недостатком известной системы является то, что при ее работе происходит поступление в нагнетательные скважины загрязняющих твердых частиц вследствие выноса твердых частиц и отложений из водозаборной скважины. В результате закачки загрязненной воды в нефтяные пласты происходит их интенсивное засорение, что приводит к быстрому снижению приемистости нагнетательных скважин.

Наиболее близкой к заявляемому изобретению является система поддержания пластового давления, включающая водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации, что позволяет сохранить коллекторские свойства пластов на длительный срок (патент РФ на полезную модель № 46808, МПК E 21 B 43/00, 2005).

Известная система имеет низкую технологическую и экологическую эффективность воздействия на нефтяные пласты при закачке вод из апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на месторождениях Западной Сибири, поскольку эти воды содержат растворенный газ (преимущественно метанового состава - до 98%). Так как при эксплуатации водозаборной скважины давление на приеме установки погружного центробежного насоса ниже по сравнению с давлением насыщения, из воды выделяется свободный газ, который вследствие естественной сепарации у приема насоса отделяется от воды и поступает в затрубное пространство, накапливаясь в нем. При этом давление в затрубном пространстве постепенно повышается. Увеличение давления затрубного газа при эксплуатации водозаборной скважины повышает забойное давление, депрессия на продуктивный пласт снижается, отбор жидкости падает. Широко применяемый на промыслах способ перепуска газа из затрубного пространства нефтяных добывающих скважин в линию через обратный клапан, устанавливаемый на устьевой арматуре, непригоден для водозаборных скважин. Значения давления нагнетания в водоводах, создаваемые погружными центробежными насосами, могут достигать 20 МПа и более, что намного выше не только затрубных, но и пластовых давлений в водозаборных скважинах апт-альб-сеноманского водоносного комплекса. Увеличение затрубного давления вследствие накопления газа приводит к постепенному оттеснению и снижению динамического уровня вплоть до приема насоса, что вызывает срывы подачи и преждевременные отказы оборудования. Поэтому приходится периодически стравливать газ из затрубных пространств водозаборных скважин апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, что приводит к увеличению выбросов парникового газа - метана и ухудшению экологической обстановки. Кроме того, закачка воды, недонасыщенной газом, в нефтяные пласты, приводит впоследствии к переходу и растворению части попутного газа в воду из нефти, увеличению плотности и вязкости остаточной нефти, что снижает нефтеотдачу пластов.

Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение технологической и экологической эффективности воздействия на пласт путем подавления естественной сепарации свободного газа на приеме насоса и недопущения поступления свободного газа в затрубное пространство.

Указанная проблема решается тем, что в системе поддержания пластового давления, включающей водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации, согласно изобретению, установка погружного центробежного насоса

снабжена предвключенной насосной секцией, подача которой превышает сумму дебита водозаборной скважины по жидкости и расхода свободного газа у приема установки погружного центробежного насоса не менее чем на величину расхода ΔQ, которая определятся по формуле

ΔQ = 1,2·V _г ·(f_c-f_н-f_к)

где V_г, - скорость всплытия пузырьков газа,

f_c — площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны водозаборной скважины,

f_н — площадь внешнего сечения предвключенной насосной секции,

f_к — площадь внешнего сечения кабельного удлинителя,

причем на выходе предвключенной насосной секции выполнены перепускные отверстия для направления смеси вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией и далее на прием установки погружного центробежного насоса, при этом напор предвключенной насосной секции превышает не менее чем на 20% величин гидравлических потерь при движении смеси вниз через перепускные отверстия и в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией на участке между перепускными отверстиями и приемом установки погружного центробежного насоса.

Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет обеспечить более технологически и экологически эффективное поддержание пластового давления.

Достигаемый технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации водозаборной скважины погружным центробежным насосом, увеличении нефтеотдачи и улучшении экологической обстановки на промыслах.

Схема системы поддержания пластового давления представлена на чертеже.

Система содержит водозаборную скважину 1, в которую спущена установка погружного центробежного насоса 2, и нагнетательную скважину 3 (на схеме показана одна нагнетательная скважина, на месторождении их может быть несколько). Она сообщена водоводом 4 с водозаборной скважиной 3. На устье водозаборной скважины 3 водовод 4 оснащен блоком фильтрации 5. Установка погружного центробежного насоса 2 содержит погружной насос 6 с приемом 7, приводимый в действие погружным электродвигателем 8, электроэнергия к которому подается с поверхности по кабелю 9 и кабельному удлинителю 10. Установка погружного центробежного насоса 2 спущена в водозаборную скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 11 и снабжена предвключенной насосной секцией 12. На выходе предвключенной насосной секции 12 выполнены перепускные отверстия 13 для направления смеси с расходом не менее ΔQ вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12 и далее на прием 7 установки погружного центробежного насоса 2. Направление движения части смеси вниз в кольцевой зазор показано на чертеже стрелкой (позиция 14).

Водозаборная скважина 1 пробурена на пласт 15 апт-альб-сеноманского горизонта, а нагнетательная скважина 3 - на нефтяной пласт 16. В нагнетательной скважине 3 расположены насосно-компрессорные трубы 17 и пакер 18.

Система поддержания пластового давления работает следующим образом.

Вода апт-альб-сеноманского горизонта с газом из пласта 15 откачивается установкой погружного центробежного насоса 2, поднимается по НКТ 11 на поверхность, очищается в блоке фильтрации 5, идет по водоводу 4 и закачивается через НКТ 17 в нагнетательную скважину 3 и нефтяной пласт 16. Пакер 18 предотвращает воздействие высокого давления нагнетания на эксплуатационную колонну нагнетательной скважины 3.

При эксплуатации водозаборной скважины 1 давление на приеме 7 установки погружного центробежного насоса 2 снижается по сравнению с давлением насыщения. Из воды выделяется свободный газ.

Однако естественная сепарация свободного газа на приеме 7 установки погружного центробежного насоса 2 подавляется за счет того, что установка погружного центробежного насоса 2 снабжена предвключенной насосной секцией 12. Эта секция 12 эксплуатируется с подачей, превышающей сумму дебита водозаборной скважины 1 по жидкости и расхода свободного газа у приема 7 установки погружного центробежного насоса 2 не менее чем на величину расхода ΔQ. При работе системы часть смеси с подачей, равной сумме дебита водозаборной скважины 1 по жидкости и расхода свободного газа у приема 7, перекачивается секцией 12 в погружной центробежный насос 6. Другая часть смеси с расходом большим, чем ΔQ, через перепускные отверстия 13 направляется вниз (направление показано стрелкой, позиция 14) в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12. При этом обеспечивается скорость нисходящего потока смеси с запасом не менее чем на 20% больше по сравнению со скоростью всплытия пузырьков газа V_г, что полностью подавляет процесс естественной сепарации части свободного газа в затрубное пространство.

Для определения величин ΔQ и подачи предвключенной насосной секции 12 предварительно рассчитываются значения скорости всплытия пузырьков газа Г; и расхода свободного газа на приеме 7 по известным методикам (см., например, Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2003. 816 с.). Величина дебита водозаборной скважины 1 по жидкости задается технологическим режимом эксплуатации. Значение f_c, указывается в паспорте конструкции водозаборной скважины 1, а величины f_н и f_к определяются по каталогам и паспортам погружного насосного оборудования.

Так как напор предвключенной насосной секции 12 превышает не менее чем на 20% величину гидравлических потерь при движении смеси вниз с расходом не менее ΔQ через перепускные отверстия 13 и кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12 на участке между перепускными отверстиями 13 и приемом 7 установки погружного центробежного насоса 2, это с запасом обеспечивает надежную подачу нисходящего потока смеси для подавления процесса естественной сепарации газа у приема 7 установки погружного центробежного насоса 2.

Погружной центробежный насос 6 после поступления в него из предвключенной секции 12 смеси воды и газа повышает давление перекачиваемой среды выше давления насыщения, и газ растворяется в воде. Далее вода с растворенным газом откачивается насосом 6 на поверхность, в водовод 4 и нагнетательную скважину 3. Газ в затрубное пространство не поступает, не накапливается в нем и не отжимает динамический уровень до приема 7 установки погружного центробежного насоса 2, проблема срывов подачи полностью устраняется.

При этом также предотвращаются выбросы парникового газа (метана) в атмосферу, что способствует улучшению экологической обстановки. Кроме того, закачка в нефтяные пласты воды, насыщенной растворенным углеводородным газом, не приводит к переходу и растворению части попутного газа в воду из нефти, увеличению плотности и вязкости остаточной нефти. Это увеличивает эффективность вытеснения нефти и нефтеотдачу пластов при воздействии.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет повысить технологическую и экологическую эффективность процесса поддержания пластового давления по сравнению с известными изобретениями, а также обеспечить рост нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации водозаборной скважины погружным центробежным насосом, увеличение нефтеотдачи и улучшение экологической обстановки на промыслах. Заявлена система поддержания пластового давления, включающая водозаборную скважину, в которую спущен погружной центробежный насос, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации. При этом установка погружного центробежного насоса снабжена предвключенной насосной секцией, подача которой превышает сумму дебита водозаборной скважины по жидкости и расхода свободного газа у приема установки погружного центробежного насоса не менее чем на величину расхода ΔQ, которая определятся по предложенной формуле. На выходе предвключенной насосной секции выполнены перепускные отверстия для направления смеси вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией и далее на прием установки погружного центробежного насоса. При этом напор предвключенной насосной секции превышает не менее чем на 20% величину гидравлических потерь при движении смеси вниз через перепускные отверстия и в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией на участке между перепускными отверстиями и приемом установки погружного центробежного насоса. 1 ил.

Система поддержания пластового давления, включающая водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации, отличающаяся тем, что установка погружного центробежного насоса снабжена предвключенной насосной секцией, подача которой превышает сумму дебита водозаборной скважины по жидкости и расхода свободного газа у приема установки погружного центробежного насоса не менее чем на величину расхода ΔQ, которая определятся по формуле

ΔQ = 1,2⋅V_г⋅(f_c-f_н-f_к),

где V_г - скорость всплытия пузырьков газа,

f_c - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны водозаборной скважины,

f_н - площадь внешнего сечения предвключенной насосной секции,

f_к - площадь внешнего сечения кабельного удлинителя,

причем на выходе предвключенной насосной секции выполнены перепускные отверстия для направления смеси вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией и далее на прием установки погружного центробежного насоса, при этом напор предвключенной насосной секции превышает не менее чем на 20% величину гидравлических потерь при движении смеси вниз через перепускные отверстия и в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией на участке между перепускными отверстиями и приемом установки погружного центробежного насоса.