Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Е.ЮДИНА - Патент РФ 2139417
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Е.ЮДИНА
СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Е.ЮДИНА

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ Е.ЮДИНА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: при добыче нефти любого фракционного состава на любой стадии разработки месторождений, а также при разработке месторождений, ранее разрабатывавшихся методом искусственного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет использования пластовой энергии. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение с дневной поверхности добывающих скважин. Их забои располагают на 300 - 500 м глубже подошвы нефтяного пласта. Оборудуют их двумя колоннами труб, внешние колонны - газовые (ГК), внутренние - нефтяные (НК). Газовую колонну спускают до забоя скважины и на своем нижнем конце она имеет отверстия для перетока в нее нефти. На нефтяной колонне монтируют глубинный насос с газовым якорем. Ее спускают на отметку выше забоя скважины. Образуют подземные гравитационные сепараторы. Они разделяют нефтегазовую смесь из пласта на нефтяную и газовую. Производительность глубинных насосов подбирают такой, при которой столб нефти в скважине не образовывал бы противодавления на пласт. 4 з.п.ф-лы, 1 ил. л
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2139417
Класс(ы) патента: E21B43/00
Номер заявки: 98106586/03
Дата подачи заявки: 07.04.1998
Дата публикации: 10.10.1999
Заявитель(и): Юдин Евгений Яковлевич
Автор(ы): Юдин Е.Я.
Патентообладатель(и): Юдин Евгений Яковлевич
Описание изобретения: Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с режимом растворенного газа (1), при помощи скважин пробуренных в нефтяной пласт с дневной поверхности, и может быть использовано для добычи нефти из месторождений, содержащих нефть любого фракционного состава и находящихся на различной стадии их разработки, а также при разработке нефтяных месторождений, ранее разрабатывающихся методом искусственного заводнения.
Известен способ добычи нефти при помощи скважин, пробуренных с дневной поверхности, забои которых находятся у подошвы нефтяного пласта. Извлечение нефти из пласта в забои скважин, при этом способе, осуществляется при помощи естественной пластовой энергии (растворенного в нефти газа и гравитационных сил). Подъем ее по стволам скважин на дневную поверхность в первый период эксплуатации производится за счет естественной пластовой энергии (фонтанный период), а в последующий период, после падения пластового давления, механизированным способом с участием естественной пластовой энергии.
Органическим недостатком этого способа является очень низкий коэффициент извлечения нефти из недр, равный 15-30% (1).
Одной из основных причин этого является не экономное использование естественной пластовой энергии. Для вытеснения нефти из нефтяного пласта в забои скважин используется только часть ее. Львиная же ее доля расходуется для подъема нефти на дневную поверхность, в том числе, собственно на подъем нефти, а также на компенсацию потерь энергии вследствии относительного движения газожидкостной смеси по стволам скважин, и на преодоление давления на пласт столба жидкости, находящейся в скважине. Вследствие этого, очень быстро наступает энергетическое истощение нефтяной залежи и пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом.
В результате период наиболее эффективного однофазного движения нефти в пласте резко сокращается, а продолжительность наиболее неблагоприятного двухфазного (нефть + газ) периода значительно увеличивается, что приводит к огромным потерям нефти в недрах (2).
Известен также способ добычи нефти скважинами, забои которых находятся у подошвы нефтяного пласта, с использованием различных методов поддержания пластового давления (3), из которых наибольшее распространение получило нагнетание в нефтяной пласт воды высокого давления.
Предполагалось, что действие так называемого "поршневого эффекта" (когда под действием нагнетаемой в нефтяной пласт воды, нефть сплошным потоком будет двигаться по направлению от нагнетательных к добывающим скважинам) позволит продлить продолжительность однофазного движения нефти в пласте. Но это оказалось неосуществимым.
На практике для поддержания пластового давления на уровне, соответствующем моменту применения процесса, в нефтяной пласт нагнетается воды во много раз больше, чем из него извлекается нефти.
При этом вода, закачиваемая с помощью нагнетательных скважин, в реальный (а не идеализированный) нефтяной пласт, имеющий крайне изменчивые литологию и строение, как по простиранию, так и мощности пласта, уже через 2-3 года прорывается в добывающие скважины.
Поэтому продолжительность однофазного движения нефти в пласте сокращается до минимума и, по-существу, весь эксплуатационный период в пласте происходит неблагоприятное для добычи нефти, двухфазное (нефть + газ) и трезфазное (нефть + газ + вода) движение флюидов (2).
Обводненность нефти, добываемой этим способом, за период разработки каждого месторождения, непрерывно увеличивается, и в последний, весьма продолжительный период доходит до 90% и более.
Хотя при применении способа добычи с поддержанием пластового давления, коэффициент извлечения нефти в первый период разработки увеличивается, но в итоге за весь период разработки большая половина ее геологических запасов, остается неизвлеченной из недр.
Извлечь их, из полностью обводненных пластов, во второй период разработки при существующей традиционной конструкции добывающих скважин и применяемых расстояниях между ними, как с точки зрения технологии, так и экономики, практически не реальная задача.
Таким образом, известный способ добычи нефти (при существующей, традиционной конструкции скважин), является не рациональным.
Сущность изобретения заключается в том, что в известном традиционном способе добычи нефти, включающем бурение с дневной поверхности до подошвы нефтяного пласта добывающих и нагнетательных скважин, спуск в каждую из них до отметки, находящейся выше пласта одной колонны насосно-компрессорных труб, сбор вытекающей из пласта газожидкостной смеси (нефть + газ + вода) в добывающие скважины, заполнение их этой смесью до отметки, находящейся выше нефтяного пласта, подъем газожидкостной смеси одним общим потоком по насосно-компрессорным трубам на дневную поверхность (в первый период фонтанным, а затем механизированным способом), закачку в пласт через нагнетательные скважины воды для поддержания высокого пластового давления и установление режима работы пласта с помощью одного сменного штуцера, смонтированного на устье каждой добывающей скважины, добывающие скважины бурят ниже подошвы нефтяного пласта на глубину около 300-500 метров (3), образуя таким образом своеобразные подземные гравитационные сепараторы, позволяющие ликвидировать противодавление на нефтяной пласт жидкости, вытекающей в добывающие скважины, спускать в каждую из них по две колонны труб (труба в трубе), наружную - газовую колонну опускают непосредственно на забой скважины, на своем нижнем конце она имеет отверстия для перетока в нее нефти из межтрубного пространства между ней и обсадной колонной, на ее внешней стороне, напротив нефтяного пласта имеются ребристые рассекатели, разбивающие общую струю жидкости, вытекающую из пласта, на многочисленные отдельные струйки (для облегчения отделения газа от нефти), нефтяную колонну, со смонтированным на ее нижнем конце глубинным насосом (вставным штанговым или электроцентробежным) и газовым якорем, опускают до отметки, находящейся в непосредственной близости от забоя скважины, вытекающую из нефтяного пласта в добывающие скважины газожидкостную смесь в подземных сепараторах разделяют на две фазы: жидкую (нефтяную), которую собирают в нижней части скважины - ниже нефтяного пласта, и газовую, собираемую в верхней части скважины, выше нефтяного пласта, в межтрубном пространстве между обсадной и газовой колоннами, указанный газ, при работающей скважине, автоматически снова возвращается в нефтяной пласт (в его свободную, кровельную часть, образующуюся в результате гравитационного оседания нефти), образуя вокруг скважины своеобразную газовую шапку, в тех случаях, когда при извлечении нефти обнаружится плохое гравитационное разделение нефти и газа, и вследствии этого, отсутствие или недостаточная приемистость пласта для возвращения в него газа, тогда этот газ закачивается в пласт при помощи нагнетательных скважин для чего он для этой цели из межтрубного пространства через штуцера соответствующего диаметра выпускается в поверхностную газосборную сеть и дополнительно компремируется, нефть же, которая после сепарации перетекла в газовую колонну, за счет неоднократного изменения скорости и направления своего движения (в газовой колонне и газовом якоре) вторично разделяют на две фазы: нефтяную и газовую и раздельно поднимают на дневную поверхность, нефть механизированным способом по нефтяной колонне, газ по газовой колонне: этот вторично отсепарированный от нефти газ на дневной поверхности вместе с дополнительным природным газом с соседних газовых промыслов компримируют и через нагнетательные скважины, под давлением выше давления насыщения нефти газом (> Pн) нагнетают в нефтяной пласт, для обеспечения однофазного движения нефти, режим работы нефтяного пласта устанавливают путем подбора глубинных насосов в каждой скважине, такой производительности, при которой динамический уровень нефти в них был бы на уровне подошвы нефтяного пласта, и штуцеров на устьях газовых колонн, такого диаметра, который обеспечивал бы выпуск газа из пласта только в количестве, необходимом для вытеснения нефти в скважины.
Технический результат при осуществлении изобретения выражается в значительном увеличении периода, наиболее благоприятного для фильтрации, однофазного движения нефти, за счет ликвидации противодавления на нефтяной пласт, вытекающий из него жидкости, использования естественной пластовой энергии исключительно для вытеснения нефти из пласта, а также обратной закачки в пласт добытого нефтяного газа и дополнительно природного газа с соседних газовых промыслов, под давлением выше давления насыщения нефти газом (> Pн).
Кроме того, техническим результатом изобретения является увеличение коэффициента извлечения нефти из недр и улучшение технико-экономических показателей добычи нефти за счет наиболее эффективного использования естественной пластовой энергии, то есть исключительно для извлечения нефти из пласта (для максимально возможного продления однофазного движения нефти в пласте - наиболее благоприятного для фильтрации нефти) и отказа в связи с этим от искусственного заводнения нефтяных пластов (при котором происходит наиболее негодное для фильтрации нефти многофазное движение жидкостей).
Эффективное использование естественной пластовой энергии (растворенного в нефти газа и сил гравитации) достигается за счет ликвидации фонтанного подъема нефти на дневную поверхность и замены его механизированным подъемом, а также путем снятия противодавления на пласт столба нефти, находящейся в скважинах, располагая забои добывающих скважин на 300-500 м ниже подошвы нефтяного пласта и подбирая производительность глубинных насосов такой, при которой динамический уровень нефти был бы на уровне подошвы нефтяного пласта.
Для этого же предусмотрена обратная закачка нефтяного газа в пласт и увеличение дренажной поверхности скважины путем гидравлического разрыва пласта.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где показана принципиальная схема добычи нефти добывающей скважиной новой конструкции.
Новый способ добычи нефти осуществляют следующим образом.
На нефтяном месторождении, которое предполагают разрабатывать этим способом, добывающие и нагнетательные скважины размещают по существующим традиционным схемам, но по более редким сеткам бурения.
Для поддержания пластового давления, в пласт с помощью нагнетательных скважин, вместо воды, под давлением выше давления насыщения нефти газом (> Pн), закачивают нефтяной газ, добытый на этом месторождении вместе с нефтью, и, дополнительно, природный газ с соседних промыслов.
Добывающие скважины диаметром 6-10'' бурят на 300-500 м ниже подошвы нефтяного пласта 1. Указанная глубина необходима для обеспечения высокопроизводительной работы глубинных насосов "под заливом". Вскрытие нефтяного пласта и бурение участков скважин ниже подошвы пласта производят буровым раствором на нефтяной основе. После бурения скважин их крепят обсадными трубами 2 и в забоях устанавливают цементные пробки 3. Перед перфорацией 4 скважины промывают водой, которую потом заменяют вязкоупругой жидкостью, например раствором на нефтяной основе. После перфорации в скважины спускают по две колонны труб (труба в трубе). Наружные газовые трубы 5 спускают до забоя добывающих скважин, внутренние нефтяные 6 до отметки несколько выше забоя. На нижнем конце газовых труб имеются отверстия для перетока в них нефти 7, а на нижнем конце нефтяных труб монтируют глубинные насосы 8 (вставной шланговый или электроцентробежный) с газовым якорем 9.
Эксплуатируют добывающие скважины механизированным способом (а фонтанный, как не рациональный не применяют).
После создания в пласте депрессии нефть однофазным потоком, при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом (> Pн) вытекает из пласта в скважины, где общий поток, с помощью ребристых рассекателей 10, имеющихся на газовых колоннах (напротив нефтяного пласта) разбивают на отдельные струйки, и благодаря действию гравитационных сил разделяют на две фазы. Жидкая (нефть) - опускается вниз ниже подошвы нефтяного пласта 11, а газовая - поднимается вверх выше нефтяного пласта, заполняя межтрубное пространство между обсадной и газовой колоннами 12 и проникая в верхнюю кровельную часть нефтяного пласта, освобождающуюся от нефти в результате ее гравитационного оседания 13, или же на дневную поверхность 14 для обратной закачки в пласт.
Нефть же, перетекая в газовую колонну с помощью газового якоря освобождается от оставшегося в ней газа и глубинным насосом по нефтяной колонне поднимается на дневную поверхность 15, а выделившийся из нефти газ по газовой колонне тоже выпускается на поверхность 16 и используется для обратной закачки в пласт.
Производительность глубинных насосов подбирают такой, чтобы динамический уровень нефти в скважинах был на уровне подошвы нефтяного пласта.
Диаметр штуцеров на газовых колоннах 17 должен обеспечивать выпуск газа из пласта не более того количества, которое требуется для вытеснения нефти из пласта. При добыче нефти с повышенной вязкостью, во время обратной закачки газа в нефтяной пласт, к нему добавляют перегретый нефтяной пар или специальные химические добавки, уменьшающие вязкость нефти.
При работке нефтяных месторождений ранее разрабатывавшихся методом искусственного заводнения, для осуществления внутрипластовой сегрегации, то есть для отделения нефти от воды и перемещения ее в верхние части пласта, в нагнетательных скважинах, ранее использовавшихся для нагнетания в пласт воды производят сотрясательное взрывание зарядов взрывчатых веществ большой мощности.
А в добывающих скважинах осуществляют глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта.
Таким образом основной технический результат от промышленного использования предложенного способа добычи нефти, это обеспечение наиболее высокого коэффициента извлечения нефти из недр и улучшение технико-экономических показателей ее добычи.
Источники информации
А. П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный "Научные основы разработки нефтяных месторождений", Гостоптехиздат, Москва, 1948, с. 15-19.
А.И. Жуков, Б.C. Чернов, М.Н. Базлов, М.А. Жукова "Эксплуатация нефтяных месторождений", Гостоптехиздат, Москва, 1954 г., стр. 80-89, 439-441.
Справочник по добыче нефти, том 2, Гостоптехиздат, Москва, 1959 г., стр. 386.
Формула изобретения: 1. Способ добычи нефти, включающий бурение с дневной поверхности в нефтяной пласт добывающих и нагнетательных скважин, спуск в каждую из них колонн из насосно-компрессорных труб, нагнетание в пласт рабочего агента для поддержания пластового давления, вытеснение нефти из пласта в скважины и подъем ее на дневную поверхность, отличающийся тем, что добывающие скважины бурят ниже подошвы нефтяного пласта на глубину около 300 - 500 м, спускают в них непосредственно на забой скважины внешнюю газовую колонну с отверстиями на конце для перетока нефти, и внутреннюю нефтяную колонну с глубинным насосом и газовым якорем, которую спускают на отметку, находящуюся выше забоя скважины, образуют подземные гравитационные сепараторы, разделяющие единую нефтегазовую смесь, вытекающую из пласта на нефтяную, которую собирают ниже нефтяного пласта, и газовую, которую собирают над нефтяным пластом, причем производительность глубинных насосов подбирают такой, при которой динамический уровень нефти был бы на уровне подошвы нефтяного пласта, и столб нефти, образующийся в скважине, не оказывал бы противодавления на нефтяной пласт.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выходящий из нефтяного пласта вместе с нефтью газ полностью обратно возвращают в пласт для поддержания пластового давления.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что диаметры штуцеров, монтируемых на газовых потоках, выходящих из газовой трубы и из межтрубного пространства между обсадными и газовыми трубами, принимают такими, при которых из нефтяного пласта выпускалось бы только такое количество газа, которое необходимо для извлечения нефти.
4. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что при добыче нефти с повышенной вязкостью, во время обратной закачки газа в нефтяной пласт, к нему добавляют перегретый водяной пар или химические добавки, уменьшающие вязкость нефти.
5. Способ по одному из пп.1 - 4, отличающийся тем, что при разработке месторождений, ранее разрабатывавшихся с искусственным заводнением, для отделения нефти от воды и перемещения ее в верхние части пласта в нагнетательных скважинах производят сотрясательное взрывание зарядов взрывчатых веществ, а в добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта.