RU2684791C1

RU2684791C1 - Method for maintaining reservoir pressure of an oil well

Info

Publication number: RU2684791C1
Application number: RU2018122013A
Authority: RU
Inventors: Вячеслав Владимирович Александров; Сергей Владимирович Симонов; Ростислав Владимирович Малков
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
Priority date: 2018-06-14
Filing date: 2018-06-14
Publication date: 2019-04-15

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry, and in particular to methods for extracting oil from boreholes by creating a secondary pressure in a reservoir to displace oil and maintain reservoir pressure using a gas injected into the formation. Method involves the extraction of products from a gas well with an abnormally high pressure drilled to the Achimovsky oil horizon. Products are fed by means of cross-type Christmas tree to a gas treatment facility. Gas prepared in an inlet separator of the facility is injected into the reservoir through the Christmas tree of an injection well for a reservoir pressure maintenance system. Injection well is part of the same cluster as the well drilled in the Achimovsky oil horizon. At the same time, further preparation of the unclaimed part of the gas well production is carried out. To do this, the production is sent to a low-temperature separator and a heat exchanger. After that, the production enters a system of natural pressure gaslift of oilfield to maintain pressure in it.EFFECT: higher efficiency of oil production.1 cl, 4 dwg

Description

Заявленное изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа, а так же поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта нефтепромысла. Способ может быть использован при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных залежей, требующих поддержания пластового давления, а также скважин, эксплуатируемых в труднодоступных условиях.The claimed invention relates to oil and gas industry, and in particular to methods for extracting oil from boreholes by creating a secondary pressure in the reservoir to displace oil and maintain reservoir pressure using gas injected into the reservoir, as well as maintaining pressure in the uncompressed gas lift of the oilfield. The method can be used in the operation of oil and gas condensate deposits that require the maintenance of reservoir pressure, as well as wells operated in hard-to-reach conditions.

Из уровня техники известен способ поддержания пластового давления, включающий применение насосов кустовой насосной станции, блока напорных гребенок с расходомерами и регулирующими вентилями, водоводы, соединяющие коллектор блока напорных гребенок как с отдельными нагнетательными скважинами различной приемистости, так и с нагнетательными скважинами, сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды [Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений: учеб. пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - 232 с.].The prior art method of maintaining reservoir pressure, including the use of pumps pumping station, block pressure combs with flow meters and control valves, conduits connecting the collector unit pressure combs with separate injection wells of different injectivity, and injection wells grouped by conduits according to the injectivity and pressure of water injection [Zeigman Yu.V. Operation of reservoir pressure maintenance systems in the development of oil fields: studies. allowance - Ufa: Publishing house of USPTU, 2007. - 232 p.].

Недостатками известного способа являются необходимость строительства насосной станции, сложной системы подготовки пластовой жидкости, что требует дополнительных энергозатрат на обслуживание системы подготовки пластовой жидкости и работу насосного оборудования. Кроме того способ исключает возможность его использования для поддержания давления в системе бескомпрессорного газлифта.The disadvantages of this method are the need to build a pumping station, a complex system for the preparation of reservoir fluid, which requires additional energy to maintain the system for the preparation of reservoir fluid and the operation of pumping equipment. In addition, the method eliminates the possibility of its use to maintain the pressure in the system without a gas compressor.

Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ эксплуатации группы нефтедобывающих скважин и установка для его осуществления [RU 2070277, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.12.1996]. Способ включает в себя подъем нефти из скважин путем ввода газа после блока подготовки через затрубные пространства за счет природной энергии газа вышележащего газоносного пласта или газовой шапки нефтяного месторождения, вскрытых одной или несколькими газозаборными скважинами.The closest in technical essence to the claimed invention and selected as a prototype is recognized the method of operation of the group of oil wells and installation for its implementation [RU 2070277, IPC EV 43/00, publ. 12/10/1996]. The method includes raising oil from wells by introducing gas after the preparation unit through the annular space due to the natural energy of the gas from the overlying gas-bearing formation or gas cap of the oil field opened by one or more gas intake wells.

Недостатком известного способа является его относительно низкая эффективность, обусловленная тем, что для его осуществления требуется, как правило, несколько газозаборных скважин.The disadvantage of this method is its relatively low efficiency, due to the fact that its implementation requires, as a rule, several gas intake wells.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности добычи нефти, за счет поддержания давления в нефтенасыщенном пласте.Technical problem on which the claimed invention is directed, is to increase the efficiency of oil production, by maintaining pressure in the oil-saturated formation.

Указанная задача решена тем, что для осуществления способа используют газовую скважину, пробуренную на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующуюся аномально высоким пластовым давлением, продукцию скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа подают на подготовку в установку подготовки газа, а подготовленный во входном сепараторе установки газ нагнетают в пласт через фонтанную арматуру нагнетательной скважины, входящей в состав того же куста скважин, что и скважина, пробуренная в ачимовский нефтяной горизонт, и служит рабочим агентом для нагнетания в пласт для системы поддержания пластового давления. При этом невостребованная часть продукции газовой скважины проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе и теплообменнике и поступает в систему бескомпрессорного газлифта нефтепромысла для поддержания давления в ней.This problem is solved by using a gas well drilled in the Achimov oil horizon, characterized by abnormally high reservoir pressure, for producing the method, well production through a cross-flow fountain is supplied to the gas treatment unit, and the gas prepared in the inlet separator is injected into the formation through the flow-through armature of the injection well, which is part of the same well cluster as the well, drilled into the Achimov oil horizon, and serves p working agent for injection into the reservoir for the system to maintain reservoir pressure. At the same time, the unclaimed part of the gas well’s products undergoes further training in the low-temperature separator and heat exchanger and enters the system of the uncompressed gas lift of the oil field to maintain pressure in it.

Положительный результат от применения раскрытого выше технического решения при эксплуатации куста скважин состоит в повышении эффективности добычи нефти при одновременном снижении энергозатрат на осуществление способа, за счет применения газовой скважины, пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующейся аномально высоким пластовым давлением и, как следствие, высоким устьевым давлением, а также системы бескомпрессорного газлифта.A positive result from the application of the technical solution disclosed above during the operation of a well cluster is to increase the efficiency of oil production while reducing the energy consumption for the implementation of the method, through the use of a gas well drilled in the Achimov oil horizon, characterized by abnormally high reservoir pressure and, as a result, high wellhead pressure as well as uncompressed gas lift systems.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана принципиальная схема системы поддержания пластового давления нефтяных скважин; на фиг. 2 - схема обвязки газовой скважины; фиг. 3 - схема установки подготовки газа; фиг. 4 - схема обвязки нагнетательной скважины.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a schematic diagram of a system for maintaining reservoir pressure in oil wells; in fig. 2 - gas well piping scheme; FIG. 3 is a diagram of a gas treatment installation; FIG. 4 is a diagram of the piping of the injection well.

Осуществление способа показано на примере системы поддержания пластового давления нефтяных скважин пласта

The implementation of the method is shown on the example of the system of maintaining the reservoir pressure of oil wells of the reservoir

Система состоит из газовой скважины 1 предварительно пробуренной на ачимовский нефтяной горизонт, характеризующаяся аномально высоким пластовым давлением. Продукция скважины посредством фонтанной арматуры крестового типа 2 поступает на подготовку в установку подготовки газа (УПГ) 3. Подготовленный во входном сепараторе 4 установки подготовки газа 3 газ поступает в пласт

через фонтанную арматуру 5 нагнетательной скважины 6. Часть продукции газовой скважины 1 проходит дальнейшую подготовку в низкотемпературном сепараторе 7 и теплообменнике 8 и поступает в систему газлифтного газа нефтепромысла. Жидкость, выделившаяся в процессе подготовки в установке подготовки газа 3 продукции газовой скважины 1 поступает в буферную емкость 9, после которой попадает в нефтесборную систему промысла.The system consists of a gas well 1 previously drilled into the Achimov oil horizon, characterized by abnormally high reservoir pressure. The production of the well by means of cross-type gushing armature 2 is fed to the preparation at the gas treatment installation (UPG) 3. The gas prepared at the inlet separator 4 of the gas treatment installation 3 enters the formation

through the flowing armature 5 of the injection well 6. A part of the production of the gas well 1 undergoes further training in the low-temperature separator 7 and the heat exchanger 8 and enters the gas-lift gas system of the oilfield. The liquid released in the process of preparation in the gas treatment unit 3 of the production of gas well 1 enters the buffer tank 9, after which it enters the oil-gathering system of the field.

Заявленное изобретение осуществляют следующим образом.The claimed invention is as follows.

Продукция газовой скважины 1, на устье которой установлена фонтанная арматура крестового типа 2, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления пластового газа, поступает по одному боковому отводу фонтанной арматуры в выкидной трубопровод и далее на установку подготовки газа 3. На выкидном трубопроводе установлена следующая арматура:The production of a gas well 1, on the mouth of which a cross type 2 gushing armature is installed, which includes manual valves and instruments for measuring the temperature and pressure of the reservoir gas, enters one side branch of the flow armature in the discharge pipeline and then to the gas treatment installation 3 The following fittings are installed on the flowline:

• фланцевая пара 10, предназначенная для демонтажа арматуры перед проведением капитального ремонта;• flange pair 10, designed to dismantle the valve before overhaul;

• клапан-отсекатель 11, предназначенный для автоматического отключения скважины в случае порыва трубопровода выкидной линии или превышения давления газа в трубопроводе его критического значения;• shut-off valve 11, designed to automatically shut off the well in case of a breakdown of the flowline pipeline or if the gas pressure in the pipeline exceeds its critical value;

• задвижка с электроприводом и с дистанционным управлением 12, предназначенная для отключения скважины при повышении давления;• electric valve with remote control 12, designed to shut off the well when the pressure rises;

• регулятор давления с электроприводом, снабженный блоком дистанционного управления 13, предназначенный для регулирования давления газа выкидной линии газовой скважины.• pressure regulator with electric drive, equipped with a remote control unit 13, designed to regulate the gas pressure of the flow line of a gas well.

Для обеспечения высокой надежности эксплуатации в обвязке устья скважины предусмотрены продувочная и задавочная линии 14. Продувка скважины при выводе на режим и проведении ремонтных работ осуществляется по факельному газопроводу на горизонтальный факел. Продукция газовой скважины, поступающая на технологическую площадку подготовки газа, обеспечивает работу системы поддержания пластового давления (ППД) и газлифтной системы нефтепромысла.To ensure high reliability of operation in the wellhead piping, a purge and retractor line 14 is provided. The well is blown out during flushing and during repair work via a flare gas pipeline to a horizontal flare. The production of a gas well that enters the gas treatment technology site ensures the operation of the reservoir pressure maintenance system (RPM) and the gas-lift system of the oil field.

Выкидной трубопровод подключен к установке подготовки газа 3, при этом на входном трубопроводе установлена арматура, включающая в себя первый шаровой кран с электроприводом 15, предназначенный для автоматического отключения подачи газа от скважины на УПГ и второй шаровой кран с электроприводом 16, предназначенный для автоматического направления газа на факел при плановых остановах или в аварийных ситуациях.The discharge pipeline is connected to the gas treatment installation 3, while the inlet pipeline is fitted with a valve that includes the first electric-actuated ball valve 15, designed to automatically shut off the gas supply from the well to the UGP and the second electric-actuated ball valve 16 on the torch during scheduled shutdowns or in emergency situations.

От внутриплощадочных сетей технологической площадки газ поступает во входной сепаратор 4, предназначенный для отделения от газа капель влаги и механических примесей. Жидкость, выделившаяся во входном сепараторе, поступает в буферную емкость 9. После входного сепаратора часть газа направляется в нагнетательную скважину 6 для поддержания пластового давления. Оставшаяся часть газа поступает на дальнейшую подготовку для нужд бескомпрессорной газлифтной системы в теплообменник 8. После охлаждения в теплообменнике через регулятор давления 17, на котором давление газа снижается до давления равного давлению в газлифтной системе, газ поступает в низкотемпературный сепаратор 7.From the on-site networks of the process site, the gas enters the inlet separator 4, designed to separate moisture and mechanical impurities from the gas. The liquid released in the inlet separator enters the buffer tank 9. After the inlet separator, part of the gas is directed to the injection well 6 to maintain reservoir pressure. The remaining part of the gas goes to further preparation for the needs of the uncompressed gas-lift system into the heat exchanger 8. After cooling in the heat exchanger through the pressure regulator 17, at which the gas pressure decreases to a pressure equal to the pressure in the gas-lift system, the gas enters the low-temperature separator 7.

Выделившаяся в низкотемпературном сепараторе 7 жидкость поступает на подогрев в теплообменник 8 и далее в буферную емкость 9. Газ из низкотемпературного сепаратора 7 поступает через теплообменник 8 на узел замера и редуцирования 18, после чего попадает в газлифтную систему нефтепромысла. Жидкость из буферной емкости 9 поступает в систему нефтесборных коллекторов нефтепромысла.The liquid released in the low-temperature separator 7 enters the heating in the heat exchanger 8 and further into the buffer tank 9. The gas from the low-temperature separator 7 flows through the heat exchanger 8 to the metering and reduction unit 18, after which it enters the gas-lift system of the oil field. The liquid from the buffer tank 9 enters the system of oil-gathering reservoirs of the oil field.

Газ для системы поддержания пластового давления от входного сепаратора 4 поступает в нагнетательную скважину 6, на устье которой установлена фонтанная арматура 5, в составе которой предусмотрены задвижки с ручным управлением и приборы для измерения температуры и давления закачиваемого газа. Подача газа в нагнетательную скважину 6 осуществляется посредством насосно-компрессорных труб скважины. Для задавки скважины предусматривается подача задавочной жидкости по задавочной линии 19 в затрубное пространство. Сброс давления газа из нагнетательной скважины происходит обратным ходом по трубопроводу закачки газа 20.Gas for the reservoir pressure maintenance system from the inlet separator 4 enters the injection well 6, on the mouth of which the flow armature 5 is installed, which includes manual valves and instruments for measuring the temperature and pressure of the injected gas. The gas supply to the injection well 6 is carried out by means of tubing well. For the setting of the well, the supply of the quench fluid is provided via the queuing line 19 to the annulus. The gas pressure is released from the injection well by a return stroke through the gas injection pipeline 20.

Таким образом, раскрытый в настоящей заявке способ поддержания пластового давления нефтяной скважины с помощью системы ППД, обладающей высокой технологичностью, достигаемой за счет простой конструкции и применения взаимозаменяемых и легкодоступных материалов, приборов и оснастки, позволяет при минимальных капитальных вложениях обеспечить поддержание давления в системе бескомпрессорного газлифта нагнетательной скважины.Thus, the method for maintaining reservoir pressure of an oil well disclosed in this application with the aid of a pressure maintenance system with high manufacturability, achieved through a simple design and the use of interchangeable and easily accessible materials, instruments and equipment, allows maintaining pressure in the uncompressed gas lift with minimal capital investment injection well.

Разработанный способ позволяет не только производить эффективную эксплуатацию скважин, но и проводить их исследования, с целью определения оптимального расхода газа для системы поддержания пластового давления.The developed method allows not only to produce efficient well operation, but also to conduct their research, in order to determine the optimal gas flow rate for the reservoir pressure maintenance system.

Claims

A method for maintaining reservoir pressure of an oil well, characterized in that a gas well drilled to the Achimov oil horizon, characterized by abnormally high reservoir pressure, is used to carry out the method, the production of the well by means of cross-type gushing fittings is supplied to the gas treatment unit for preparation, Installations gas is injected into the reservoir through the flow-through armature of an injection well that is part of the same well cluster as the well, roburennaya in ACHIMOV oil horizon and provides a working agent for injection into the reservoir to maintain the reservoir pressure; at the same time, the unclaimed part of the gas well’s products undergoes further training in the low-temperature separator and heat exchanger and enters the system of the uncompressed gas lift of the oil field to maintain the pressure in it.