Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии



Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии
Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии
Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии
Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии

Владельцы патента RU 2498054:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на завершающей стадии с использованием форсированного режима. Обеспечивает снижение материальных затрат и повышение коэффициента извлечения нефти за счет возможности воздействия на всю залежь и обеспечения контроля добываемой продукции - нефти. Сущность изобретения: по способу разработку ведут в три этапа. На первом этапе производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяют в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводят на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта залежи. В добывающих скважинах поддерживают забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа определяют до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени. Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключают добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижают забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливают. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти. Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (Патент RU №2060365, МПК Е21В 43/20 опубл. 20.05.1996). Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины. На поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления насыщения нефти газом. Скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин эксплуатируют периодически. Скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом. При достижении обводненности, близкой к предельной, скважинами, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин. В скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на формированных режимах. Отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефтью после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.

Недостатком данного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных скважин, форсированный режим применяется без предварительного повышения давления в пласте месторождения.

Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (Патент RU №2184216, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.06.2002). Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой и застойной зоны пласта. Способ включает периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой. Время остановки определяют по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин. Один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода. В первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы. В третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы. В четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы. Затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин. Продолжительность каждого периода в сутках в цикле определяют по аналитическим выражениям.

Недостатком данного способа являются низкий КИН на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных групп скважин, сложность реализации и контроля, что приводит к высоким материальным затратам.

Техническими задачами способа разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии являются снижение материальных затрат и повышение КИН за счет воздействия на все месторождение и общий контроль добываемой продукции (нефти).

Техническая задача решается способом разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии, включающим определение давления насыщения газом продукции, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин в несколько этапов. На заключительном этапе производится выработка остаточных запасов нефти за счет поддержания уровня добычи нефти на добывающих скважинах исходя из рассчитанных на постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) режимов отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции скважин с остановкой закачки рабочего агента через нагнетательные скважины.

Новым является то, что разработку ведут в три этапа. На первом производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяется в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводится на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения. В добывающих скважинах поддерживается забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа предложенного метода определяется до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени (фиг.1). Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключаются добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижается забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливаются.

На фиг.1 изображен график изменения коэффициента относительной эффективности промывки во времени.

На фиг.2 изображен график добычи нефти и жидкости по этапам.

На фиг.3 изображен график закачки рабочего агента по этапам.

Способ реализуется следующим образом.

При разработке нефтяных залежей последней стадии разработки устанавливается задача довыработки остаточных запасов. В предлагаемом способе оставшейся период разработки разделяют условно на три этапа (см. фиг.2 и 3). На первом, осуществляется ступенчатое увеличение пластового давления раз в 4-12 месяцев, в зависимости от продолжительности положительного эффекта, на 5-30% до давления, не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения, за счет увеличения закачки агента через нагнетательные скважины, увеличивая энергию пласта месторождения на 20-30% от первоначального. На действующем фонде добывающих скважин сохраняют текущий режим поддержания установленного уровня забойного давления. За счет увеличения депрессии на добывающих скважинах увеличивается отбор жидкости и соответственно возрастает добыча нефти. Время между шагами увеличения нагнетания определяется по продолжительности положительного эффекта, вызванного изменением режима, с помощью геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов на ПДГТМ месторождения.

Поддержание пластового давления осуществляется за счет вывода из эксплуатации скважин, достигших предельно допустимого уровня обводненности (95%), и компенсации отбора закачкой. Продолжительность эксплуатации месторождения на первом этапе определяется по зависимости коэффициента относительной эффективности промывки от времени (фиг.1).

Коэффициента относительной эффективности промывки (Коэп) определяется по формуле:

где Qнефти - добыча нефти за выбранный период;

WPT1 - накопленная добыча воды на текущий период;

WPT2 - накопленная добыча воды за предыдущий период.

Дата, соответствующая точки локального экстремума (максимального или минимального значения Коэп) на графике, будет являться моментом для перевода месторождения на следующий этап разработки. Построение зависимости проводятся на основе данных прогнозных расчетов, полученных на ПДГТМ нефтяного месторождении с шагом выдачи данных в три месяца, который сопоставляется с геофизическими исследованиями месторождения. Шаг выдачи данных может варьироваться в зависимости от требуемой точности от месяца до года. В качестве примера использовалась зависимость (см. фиг.2 и 3), рассчитанная на модели третьего блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На втором этапе предложенного способа осуществляется ступенчатое снижение закачки раз в 4-12 месяцев на 5-30% до достижения первоначального уровня. График ступенчатого снижения закачки второго этапа определяется индивидуально исходя из особенностей месторождения, накопленной энергии пласта, скорости обводнения продукции и планов по добыче нефти. В таблице представлено варианты снижения закачки рабочего агента в пласт через нагнетательные скважины на третьем блоке Березовской площади.

Таблица
Варианты снижения закачки рабочего агента.
№ Временной шаг снижения закачки (месяц) Шаг снижения закачки (%) Общая продолжительность этапа (месяц)
1. 4 5 24
2. 12 10 36
3. 6 30 12

В результате гидродинамических расчетов на модели третьего блока Березовской площади наиболее оптимальным был выбран вариант с 10% снижением закачки один раз в 12 месяцев, так как дает наибольшую эффективность за суммарный период.

На добывающих скважинах за счет постепенного снижения забойного давления поддерживается заданная депрессия, позволяющая не снижать объем добываемой жидкости. Одновременно проводится отключение скважин, достигающих предельно допустимого уровня обводненности продукции (95%). Скорость снижения забойного давления на добывающих скважинах подбирается таким образом, чтобы достижение уровня давления насыщения газом на всех скважинах достигалось одновременно. Продолжительность этапа оценивается на основании геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов.

Переход к завершающему третьему этапу (фиг.2 и 3) разработки производится после установки на добывающих скважинах уровней забойного давления, равного давлению насыщения нефти газом. На данном этапе останавливаются нагнетательные скважины, а на добывающих скважинах устанавливаются режимы исходя из условия поддержания установившегося уровня добычи нефти. Расчеты по определению режимов работы добывающих скважин проводятся на ПДГТМ. Для этого рассчитывается необходимый уровень отбора жидкости для выполнения заданного условия, вплоть до перехода к форсированному режиму отбора продукции (фиг.2). При этом учитываются технологические ограничения условий разработки месторождения и эксплуатации скважин. Для поддержания добычи с использованием форсированного режима отбора продукции определяется минимально допустимый уровень снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом на 30-40%.

В ходе испытаний метода на третьем блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения конечный КИН увеличился на 3,8% и материальные затраты снизились на 14,0%.

Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии позволяет снизить материальные затраты на 10-17% и повысить конечный КИН на 3-6% за счет воздействия на все месторождение и общего контроля добываемой продукции (нефти).

Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии, включающий определение давления насыщения газом продукции, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, в том числе и в форсированном режиме в несколько этапов, остановку закачки рабочего агента с продолжением отбора продукции скважин, отличающийся тем, что разработку ведут в три этапа, на первом из которых производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев на 5-30% до давления, не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения, с поддержанием забойного давления в добывающих скважинах на начальном уровне, причем максимальное давление удерживают до максимального значения в зависимости относительной эффективности промывки от времени, после чего переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30% с одновременным снижением забойного давления в добывающих скважинах для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами и отключением добывающих скважин с обводненностью выше предельно допустимого уровня, причем забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения, после чего переходят на заключительный этап, на котором отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах производят форсированный режим отбора жидкости за счет снижения забойного давления с условием удержания добычи нефти на текущем уровне и отключения добывающих скважин с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы за счет использования смешивающегося вытеснения продукции из пласта.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет использования растворителя.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к взрывным работам в скважине для интенсификации притоков флюида продуктивного пласта в скважину и, в частности к локализации выделенной энергии в призабойной зоне скважины.

Изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, связанном с геологическими пластами, в которых имеются пласты-коллекторы. .

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа содержит: механизм для выпуска в пласт, по меньшей мере, части серосодержащего соединения и механизм для переработки, по меньшей мере, части серосодержащего соединения в сероуглерод или оксисульфид углерода посредством реакционного взаимодействия, по меньшей мере, части серосодержащего соединения с углеводородом. При этом указанный механизм для переработки расположен внутри пласта. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта. Сущность изобретения: способ включает закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину для повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа. Согласно изобретению обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно. При этом в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равным 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта. В добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически. В каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. При этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта. В качестве газового агента используют попутно добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК. 2 пр.

Изобретение относится к методу добычи метана, накапливаемого в виде газовых гидратов, с одновременным накоплением углекислого газа в геологическом подстилающем грунте. Обеспечивает создание метода извлечения метана из газовых гидратов при темпах добычи, превышающих ранее возможные, при одновременном накоплении углекислого газа в геологических формациях. Сущность изобретения: способ включает следующие этапы: подают углекислый газ в залежи гидратов метана; обеспечивают действие углекислого газа на гидрат метана при выделении метана и накоплении углекислого газа в виде гидратов углекислого газа; удаляют выделяемый метан. При этом углекислый газ подают в виде углекислого газа в сверхкритическом состоянии, находящегося под давлением более 7,4 МПа и хранимого при температуре более 31,48°С. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор нефти из добывающих скважин. Бурят дополнительную горизонтальную скважину с прохождением ее горизонтального ствола в непроницаемом пропластке между залежами нефти и газа. Затем из ее горизонтального ствола бурят разветвления, направленные вверх с выходом в нефтяную залежь и вниз с выходом в газовую залежь. Производят гидравлический разрыв в горизонтальном стволе дополнительной горизонтальной скважины в интервале непроницаемого участка с образованием трещин гидравлического разрыва, связывающих нефтяную и газовую залежи между собой. В процессе разработки залежи нефти в добывающих скважинах нефтяной залежи производят форсированный отбор продукции. При прорыве газа в стволы добывающих скважин производят периодическую закачку вязкой жидкости в дополнительную горизонтальную скважину до прекращения поступления газа в стволы этих добывающих скважин. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение эффективности нагнетания газожидкостной смеси. Сущность изобретения: установка включает центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, расположенными в верхней части, линиями отбора и нагнетания жидкости, расположенными в нижних частях и сообщенными с выкидом и приемом насоса через симметрично расположенные высоконапорные и низконапорные краны. Согласно изобретению на входной линии для воды параллельно основному центробежному насосу размещен дополнительный насос, напорная сторона которого сообщена с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. На линии входа жидкости в эжектор последовательно расположены регулирующий клапан и дроссель. Запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает буренке вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. Производят бурение дополнительной горизонтальной скважины в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь. С устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине. При прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них. После этого возобновляют отбор продукции из этих скважин в прежнем объеме. 1 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа. Обеспечивает повышение эффективности добычи. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из множества коллекторов, содержащих углеводороды, включает: добычу первой смеси воды и углеводородов, включающих в себя, по меньшей мере, нефть и/или природный газ, по меньшей мере, из одного обычного коллектора углеводородов и транспортировку первой смеси на пункт сбора, включающий в себя сепаратор воды для переработки первой смеси воды и углеводородов; одновременную добычу второй смеси воды и природного газа, по меньшей мере, из одного коллектора гидратов природного газа и транспортировку второй смеси на пункт сбора для переработки второй смеси воды и природного газа; и переработку первой и второй смеси с использованием пункта сбора, по меньшей мере, для частичного сепаририрования воды и углеводородов из первой и второй смеси. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов. Сущность изобретений: способ добычи углеводородов из пласта гидрата, содержащего углеводороды, содержит следующие стадии: обеспечение добывающей скважины, сообщенной с добывающим оборудованием и пластом гидрата, содержащим углеводороды и сообщенным со свободным пространством над пластом гидрата и содержащим диссоциированные углеводороды и воду; и б) пропускание продувочного газа через свободное пространство для удаления диссоциировавших углеводородов и воды из пласта гидрата и транспортировки диссоциировавших углеводородов и воды к добывающей скважине. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины. Способ очистки нефтегазовой скважины в зоне продуктивного пласта, включающий размещение гидроимпульсного устройства на колонне труб в зоне продуктивного пласта, с образованием межтрубного пространства. Нагнетание промывочной жидкости при прямой и обратной промывках скважины с круговой циркуляцией промывочной жидкости через насосный агрегат. Гидроимпульсное воздействие и закачка активной жидкости в пласт преобразованием нисходящего потока в полости труб в восходящий пульсирующий поток в межтрубном пространстве. Удаление кольматанта из пласта многократным автоматическим чередованием гидроударного и мгновенного депрессионного воздействия на зону продуктивного пласта. Устройство для очистки нефтегазовой скважины содержит полый корпус с кольцевым выступом и конической поверхностью. Поперечину с осевым каналом, скрепленную с втулкой и взаимодействующую с кольцевым выступом корпуса. Втулку и тарельчатый клапан с осевым каналом, подпружиненные одной пружиной. Толкатель с верхним выступом. Гайку, размещенную на цилиндрической поверхности большого диаметра толкателя с возможностью фиксированного перемещения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти. Сущность изобретения: компоновка включает хвостовик, пакер, обратный клапан, гидроструйный насос. Согласно изобретению в компоновку включены дополнительно второй гидроструйный насос и генератор импульсов давления, последний из которых установлен в промежутке между гидроструйными насосами и имеет возможность работы под воздействием потока нагнетаемой рабочей жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. При этом генератор импульсов давления имеет ступени турбин - статоры с окнами и роторы с заслонками, имеющими возможность периодического перекрытия окон в статорах, которые зафиксированы от поворота друг относительно друга, как и роторы, для резкого изменения скорости потоков через гидроструйные насосы. 4 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-11-10 2013-11-09T00:40:07
Наверх