Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь. Сущность изобретения: способ включает строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин. Сущность изобретения: способ заключается в том, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка. Из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола. Расстояние между стволами не более десяти метров обеспечивает гидродинамическую связь. При ее отсутствии производят локальный гидроразрыв пласта. Каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства. Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом. 1 пр., 2 ил.

 

Предлагаемый способ относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использован для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Известен способ эксплуатации залежи углеводородов (патент RU №2369732, МПК E21B 43/16, E21B 43/26, опубл. 10.10.2009), включающий прокладку горизонтальной скважины, перфорацию ее и формирование трещин с помощью гидравлического разрыва пласта, проводимого последовательно, начиная с конца, дальнего от вертикального участка скважины, путем изоляции каждого перфорируемого интервала от остальной колонны пакером, и последующую эксплуатацию горизонтальной скважины через трещины разрыва пласта. Согласно изобретению при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой с коэффициентом нефтеотдачи, не превышающим 9,2%, и наибольшей нефтегазонасыщенностью в наиболее близком участке от вертикального участка скважины гидравлический разрыв пласта в каждом интервале осуществляют с последовательно уменьшающейся величиной давления разрыва от максимально возможной расчетной его величины в дальнем участке до минимально возможной величины в наиболее близком участке. При этом максимальное давление разрыва принимают величиной, не превышающей предельно допустимой величины по разрушению скелета горной породы данного пласта, а эксплуатацию залежи осуществляют при депрессиях на пласт, не допускающих подтягивания подошвенной воды.

Недостатком известного способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой (водоплавающей) конечный коэффициент нефтегазоотдачи в среднем невысок. Кроме того, он не учитывает неоднородность продуктивного пласта и условия притока нефти и газа к горизонтальным скважинам, в которых наибольшая нефтегазонасыщенность пласта, а самый высокий дебит достигается в наиболее близком от вертикального ствола скважины участке, а удаленный участок через небольшой период времени зашламовывается и перестает отдавать нефть и газ из пласта в горизонтальную скважину.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2307242, МПК E21B 43/24, опубл. 27.09.2007, бюл. №27), включающий установку в пробуренную горизонтальную скважину перфорированной обсадной колонны и цементаж ее до горизонтальной части. Дополнительно бурят вертикальную скважину, которой пересекают пробуренную в оконечной горизонтальной части и сообщают с ней. Подают теплоноситель в горизонтальную скважину по колонне насосно-компрессорных труб в начало горизонтальной части, а продукцию отбирают из вертикальной скважины до обеспечения заданной приемистости. Подачу теплоносителя в пласт продолжают до разжижения нефти вокруг ствола горизонтальной части. Скважину останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки. Затем отбирают продукцию из вертикальной скважины до расчетного снижения дебита. При этом динамический уровень поддерживают ниже пересечения скважин. Цикл подача - выдержка - отбор повторяют аналогичным образом до раздренирования призабойной зоны.

Недостатками способа являются сложность исполнения бурения пересекающихся стволов скважин и низкий коэффициент извлечения нефти.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающим строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин.

Новым является то, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка, из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола на расстоянии не более десяти метров между стволами для обеспечения гидродинамической связи, в том числе и при помощи локального гидроразрыва пласта, после чего каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства, причем отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом.

На фиг.1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяных залежей (вид сверху) на участке из трех вертикальных с тремя горизонтальными скважинами.

На фиг.2 изображен развернутый разрез продуктивного пласта с размещенными в нем горизонтальными скважинами и глубинно-насосным оборудованием в вертикальных скважинах по предлагаемому способу.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяные залежи 1 (фиг.1), состоящие из продуктивного пласта 2 (фиг.2), разбуривают по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4, 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). Проводят геолого-промысловые и геофизические исследования в скважинах. Уточняют геологическое строение залежей 1 (фиг.1), строят структурную карту кровли продуктивного пласта 2 (фиг.2), карту эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют вязкость нефти, проницаемость, пористость продуктивного пласта 2. Выбирают участки залежей 1 (фиг.1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 6 (фиг.1) продуктивного пласта 2 (фиг.2) составляют более восьми метров, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7.

Производят крепление стенок вертикальной скважины ниже подошвы продуктивного пласта 2 профильным перекрывателем 8. Спускают обсадную колонну (показана условно) с последующим цементированием затрубного пространства. Производят вторичное вскрытие 9 продуктивного пласта 2.

Дополнительно на участках залежей 1 выбирают группу скважин, состоящую из трех и более вертикальных скважин 3, 4, 5 (фиг.1), расположенных друг от друга в шаге сетки l по периметру осваиваемого участка. Из каждой вертикальной скважины 3, 4 или 5 строят соответствующие горизонтальные скважины 10-12, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины 3-5 этой группы с охватом снаружи каждой скважины 3, 4 или 5 и ее горизонтального ствола 10, 11 или 12. Расстояние 3 и 10, 4 и 11, 5 и 12 между горизонтальными стволами 10, 11 или 12 и охватываемыми соответствующими стволами 3, 4 и 5 не должно превышать десяти метров для обеспечения гарантированной гидродинамической связи. Горизонтальные скважины 10-12 проводят в пласте на расстоянии l1 (фиг.2), составляющем не менее 2-3 м до подошвы нефтенасыщенного пласта (ПНП) 2, для увеличения зоны дренирования. В случае недостаточной гидродинамической связи (проницаемости) между скважинами 3-10, 4-11, 5-12 (фиг.1) в продуктивном пласте 2 (фиг.2) для увеличения охвата разработкой продуктивного пласта 2 по площади и толщине в горизонтальных скважинах 10-12 (фиг.1) производят локальный гидроразрыв 13 пласта (ГРП), направленный в сторону ближайших вертикальных скважин 3, 4 или 5, и ГРП 14 (фиг.1, 2) продуктивного пласта 2 (фиг.2) между горизонтальными скважинами 11-12 (фиг.1). Образованные трещины после проведения ГРП 13, 14 (фиг.1) создают гидродинамическую связь в продуктивном пласте 2 (фиг.2) между вертикальными 3, 4 или 5 (фиг.1) и горизонтальными 10-12 скважинами, так как при локальном гидроразрыве образуются трещины длиной 10-20 метров. Участки горизонтальных скважин 10, 11, 12, расположенных выше продуктивного пласта 2 (фиг.2), изолируют профильными перекрывателями 15.

Затем производят спуск насоса 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в скважины 3, 4 и 5 (фиг.1) с образованием межтрубного пространства. Снижают уровень жидкости Нд в эксплуатационной колонне до предельно допустимого для продуктивного пласта 2 (фиг.2). Критическое понижение уровня определяется техническим состоянием ствола скважин 3, 4 или 5 (фиг.1), устойчивостью вскрытых пород (сцементированностью, трещиноватостью) и не превышает обычно 2/3 расстояния от устья скважины до вскрытого продуктивного пласта 2 (фиг.2).

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня, обеспечивает создание максимальной депрессии на продуктивный пласт 2 (фиг.2) и увеличивает приток пластовой жидкости в скважины 3, 4 и 5 (фиг.1). Режимы депрессии в продуктивном пласте 2 (фиг.2) определяют по результатам проведенных исследований в скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1).

В процессе работы вертикальных скважин 3, 4 и 5 периодически замеряют дебиты пластовой жидкости, пластовое давление, обводненность продукции и регулируют режимы работы вертикальных 3, 4 и 5 и горизонтальных 10-12 скважин для увеличения охвата продуктивного пласта 2 (фиг.2) выработкой запасов.

Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня продуктивного пласта 2 не ниже критического давления, при этом межтрубное пространство на устье сообщено с входом 18 вакуумного насоса (на фиг.1, 2 не показан). Пластовую газовоздушную смесь откачивают вакуумным насосом из межтрубного пространства скважин 3, 4, 5 (фиг.1). Количество вертикальных скважин 3-5 может быть более трех. Из каждой вертикальной скважины 3, 4 и 5 бурится одна горизонтальная скважина 10-12.

Пример практического выполнения

Осуществление данного способа рассмотрим на примере нефтяных залежей 1 (фиг.1) в башкирских карбонатных коллекторах, состоящих из продуктивного пласта 2 (фиг.2). Залежи разбурили по проектной сетке вертикальными скважинами 3, 4 и 5 (фиг.1) с забоями ниже продуктивного пласта 2 (фиг.2). По результатам бурения скважин и сейсмических исследований, проведенных на площади залежей, уточнили геологическое строение нефтяных залежей 1 (фиг.1), построили структурную карту по кровле продуктивного пласта 2 (фиг.2). По результатам интерпретации каротажных диаграмм вертикальных скважин 3, 4 и 5 (фиг.1) определили эффективные нефтенасыщенные толщины и фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта 2 (фиг.2). Произвели замеры пластового давления в скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1).

Нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта 2 (фиг.2) составила 11,2 м. Кровля продуктивного пласта 2 установлена на абсолютной отметке минус 726,0 м, а подошва - на абсолютной отметке минус 736,0 м. Пластовое давление составило 7,8 МПа, вязкость нефти - 32,4 мПа·с, проницаемость коллекторов - 0,087 мкм2.

Выбрали участки на залежах 1 (фиг.1), в пределах которых нефтенасыщенные толщины 6 продуктивного пласта 2 (фиг.2) составили 12,5 м, а подошвенная часть продуктивного пласта отделена от водоносного коллектора литологическим экраном 7 толщиной 4,8 м.

В вертикальных скважинах 3, 4, 5 (фиг.1) произвели крепление стенок ниже подошвы продуктивного пласта 2 (фиг.2) профильными перекрывателями 8. Затем спустили обсадные колонны, зацементировали затрубное пространство.

В купольной части залежей 1 (фиг.1) выбрали группу скважин, состоящую из трех вертикальных скважин 3-5, расположенных друг от друга на расстоянии 400 м по периметру осваиваемого участка. Из каждой вертикальной скважины 3-5 строят горизонтальные скважины 10-12, направленные против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины 3-5 этой группы с охватом снаружи каждой скважины 3, 4 или 5 и соответствующего горизонтального ствола 10-12.

Горизонтальные стволы 10-12, направляемые в одну сторону, расположены между собой на расстоянии 9,5 м по ширине и 10,0 м по высоте пласта. Горизонтальные скважины 10, 11 и 12, охватывающие вертикальные скважины 3, 4 или 5, находятся на расстоянии 6-8 м (фиг.2) от соответствующих вертикальных скважин 3, 4 или 5. Расстояние от самой низкой точки горизонтальных скважин 10-12 (фиг.1) до подошвы нефтенасыщенного пласта 2 (фиг.2) составляет 2,5 м. Проницаемость между скважинами 4 и 11 (фиг.1), 5 и 12 оказалась менее 0,120 мкм2, в результате в горизонтальных скважинах 11 и 12 произвели локальные гидроразрывы пласта (ГРП) 13, направленные в сторону ближайших вертикальных скважин 4 и 5. На расстоянии 150 м от скважины 4 произвели локальный ГРП 14 между горизонтальными скважинами 11 и 12, при расстоянии между скважинами 11 и 12 на этом участке 9,5 м проницаемость до ГРП оказалась 0,110 мкм2. Участки горизонтальных скважин, расположенные выше продуктивного пласта 2 (фиг.2), изолировали профильными перекрывателями 15. Затем спустили насосы 16 с насосно-компрессорными трубами 17 в вертикальные скважины 3, 4 и 5 (фиг.1). Уровень жидкости Нд в эксплуатационной колонне снизили до критического для продуктивного пласта 2 (фиг.2) на 3,8 м.

Для снижения действия газового фактора (выделения газа из продукции пласта) из затрубного пространства скважин 3, 4 и 5 (фиг.1) откачивали газ вакуумным насосом через его вход 18 (фиг.2), для чего создали в межтрубном пространстве разрежение 0,028 МПа.

Разрежение, создаваемое в вертикальных скважинах 3, 4 и 5 (фиг.1) при снижении динамического уровня Нд до 2,0 МПа, и увеличение охвата пласта выработкой запасов в результате эксплуатации горизонтальных скважин 10-12, увеличило приток пластовой жидкости в скважины с 7,4 до 12,8 т/сут.

Разработка нефтяных залежей предлагаемым способом позволяет повысить эффективность вытеснения нефти, а также увеличить объем добычи нефти, коэффициент извлечения нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу.

Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами, включающий строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин, отличающийся тем, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта, затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка, из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола на расстоянии не более десяти метров между стволами для обеспечения гидродинамической связи, в том числе и при помощи локального гидроразрыва пласта, после чего каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства, причем отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Обеспечивает повышение степени интенсификации нефтегазопритока за счет очистки перфорационных каналов и управляемой депрессии.

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и увеличения производительности призабойной зоны пласта с использованием специального гидродинамического оборудования.

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта. .

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины. При этом регистрацию и контроль скважинных параметров или времени осуществляют управляющим контроллером или компьютером. Закачку рабочего агента осуществляют с возможностью поддержания пластового давления на заданном стабильном уровне суточных или месячных объемов закачки. Периодическую смену режима закачки рабочего агента в нагнетательную скважину осуществляют управляющим сигналом с управляющего контроллера или компьютера на привод запорно-перепускного устройства при несовпадении скважинных параметров с заданными скважинными параметрами или через заданные промежутки времени, изменяя при этом давление и/или объемы закачки. Технический результат заключается в увеличении интенсивности дренирования и выработки нефтяной залежи, а также сокращении нерационально используемых (неэффективных) объемов закачки для поддержания пластового давления. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке жидкости в пласт. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. При этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой. Сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана. При этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к импульсной гидроударной обработке призабойной зоны пласта - ПЗП и освоению скважин. Обеспечивает повышение эффективности и технологичности способа и устройства за счет увеличения мощности и вариативности гидравлического воздействия на ПЗП при упрощении устройства и способа. Сущность изобретений: способ включает изоляцию пласта кольцевым пакером, барообработку призабойной зоны пласта циклическими импульсами давления репрессии и депрессии на призабойную зону пласта с откачкой пластовой жидкости. Для создания импульсов давления репрессии и депрессии разъединяют подпакерное пространство с надпакерным пространством. Дают время на выравнивание подпакерного давления с пластовым. Давление в надпакерной зоне без прокачки рабочего агента с поверхности обеспечивают выше пластового для прямого гидротарана или ниже пластового для обратного гидротарана. Объединяют подпакерное пространство с насосно-компрессорной трубой - НКТ или подпакерное пространство с надпакерным пространством для прямого или обратного гидротарана. Возможность разъединения или объединения подпакерного пространства с надпакерным пространством или насосно-компрессорной трубой обеспечивают применением скважинной компоновки с гильзой, седлом на ней и кольцевым пакером, поршня с крестовиной, который перемещают в гильзе с помощью колонны НКТ с возможностью входа и выхода поршня из гильзы, управляемого поршневого клапана на нижнем торце НКТ, взаимодействующего с седлом гильзы, для его открывания и закрывания при перемещении НКТ с поршнем. 3 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Сваб // 2540728
Изобретение относится к оборудованию - свабу для снижения уровня жидкости и интенсификации притока прдукции при освоении нефтяных, газовых, водозаборных скважин. Технический результат - повышение надежности работы и расширение технологических возможностей сваба. Сваб содержит корпус с центральным внутренним каналом, сквозными верхними и нижними боковыми отверстиями и обратным клапаном. Этот клапан оснащен центральным верхним штоком, внутренним подпружиненным предохранительным клапаном и сквозными вертикальными отверстиями в верхней торцевой стенке. Корпус состоит из двух соосных втулок, верхней и нижней, и опорной секции, смонтированных на штоке с возможностью вращения. Под острым углом наклона к центральной оси корпуса выполнен межвтулочный кольцевой зазор. Его периферийные кромки расположены на боковых поверхностях втулок. Верхняя втулка выполнена со сквозными наклонными отверстиями. Они сообщены с зазором с возможностью образования гидроуплотнения между корпусом сваба и колонной труб при перемещении сваба. Нижняя втулка выполнена со сквозными боковыми отверстиями в верхней части. Грани кольцевого зазора, верхнее основание верхней втулки, цилиндрическая поверхность каждого из наклонных отверстий верхней втулки выполнены сопряженными. Кроме того, обратный клапан, смонтированный внутри опорной секции с возможностью вертикального перемещения, снабжен боковыми сужающимися соплами. Они совмещены с боковыми сквозными окнами опорной секции. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке в пласт в системе поддержания пластового давления в процессе разработки нефтяных месторождений. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. Снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху. При этом в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе. Глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. Выявляют участок залежи с низким пластовым давлением и нагнетательной скважиной с низкой приемистостью. Проводят гидравлический разрыв в выявленной нагнетательной скважине. Проводят разработку до увеличения пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах. Проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления. При этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, а в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины. Устройство для освоения пласта скважины включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, установленным выше пласта, и фильтр, заглушенный снизу для сообщения с пластом, наконечник с рядом отверстий. Фильтр оснащен сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. Наконечник вставлен сверху в насадку, от которой подпружинен пружиной вверх. Снизу наконечник оснащен седлом, на котором размещен шар. Пакер выполнен в виде надувного резинового элемента с гидравлической камерой, соединенной осевым каналом, выполненным в насадке с ее внутренней цилиндрической полостью. Причем в исходном положении ряд отверстий наконечника расположен напротив внутренней цилиндрической полости насадки и сообщается с внутренним пространством колонны НКТ. При этом сверху на наконечник телескопически установлен полый корпус, жестко соединенный сверху с колонной НКТ. Полый корпус зафиксирован относительно наконечника в исходном положении срезным элементом, а в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и насадки, сжатия пружины, фиксации полого наконечника относительно насадки, герметичного отсечения ряда отверстия наконечника внутренней поверхностью насадки. При этом колонна НКТ выше полого корпуса оснащена штанговым глубинным насосом. Техническим результатом является повышение качества работы устройства, а также повышение надежности герметизации. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при разработке залежи нефти массивного типа. Способ включает строительство добывающих и нагнетательных скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. При строительстве добывающих и нагнетательных скважин в них геофизическими методами определяют толщину продуктивного пласта. Производят спуск обсадных колонн в скважины и крепят обсадные колонны в скважинах цементированием. Во всех добывающих и нагнетательных скважинах делят толщину продуктивного пласта на три равные зоны и проводят перфорацию обсадных колонн скважин по всей толщине продуктивного пласта с диаметром отверстий 10 мм. Верхнюю зону обсадных колонн скважин перфорируют с плотностью 20 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, среднюю - 10 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, нижнюю - 5 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта. Производят гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва с различной полудлиной во всех добывающих и нагнетательных скважинах последовательно снизу вверх. В нижней зоне скважин создают трещину гидроразрыва с полудлиной 30-40 м, в средней - 50-70 м, в верхней зоне - 80-100 м. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки массивной нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 4 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает обустройство месторождения криогенной установкой, обустройство возмущающей и добывающей (добывающих) скважин и вызов притока к добывающей скважине путём создания депрессии через возмущающую скважину. Депрессия создается при циркуляции через ствол скважины охлаждающего агента, за счёт чего происходит охлаждение пласта и содержащегося в его порах пластового флюида. Так происходит активное сжатие углеводородов вокруг возмущающей скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Обеспечивает повышение продуктивности скважин и увеличение нефтеизвлечения за счет возможности применения гравитационно-депрессионного воздействия на нефтяную залежь. Сущность изобретения: способ включает строительство сообщающихся горизонтальных скважин с изоляцией их до горизонтальной части и вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта, с отбором продукции из вертикальных скважин. Сущность изобретения: способ заключается в том, что по проектной сетке строят вертикальные скважины, в которых проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Затем выбирают группу скважин, расположенных по периметру осваиваемого участка. Из вертикальных скважин этой группы строят аналогичные горизонтальные скважины, направленные по часовой или против часовой стрелки в сторону близлежащей скважины этой группы, с охватом снаружи этой скважины и ее горизонтального ствола. Расстояние между стволами не более десяти метров обеспечивает гидродинамическую связь. При ее отсутствии производят локальный гидроразрыв пласта. Каждую вертикальную скважину оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с соответствующими горизонтальными скважинами, с образованием межтрубного пространства. Отбор продукции осуществляют со снижением гидродинамического уровня пласта не ниже критического давления и отбором газа из межтрубного пространства на устье вакуумным насосом. 1 пр., 2 ил.

Наверх