Способ разработки нефтяной залежи



Владельцы патента RU 2543841:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения оптимального режима закачки воды при заводнении и снижения расходов на добычу нефти. При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции. На остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки. При циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды. Насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции. Электропривод насосов выполняют частотно регулируемым. При этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции. При уменьшении расхода рабочего агента и увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. При увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. Продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины. Продолжительность полного или частичного перекрытия подводящего водовода назначают не менее 2 час и не более 4 час в сутки. Полное или частичное перекрытие подводящего водовода назначают с учетом времени контроля мощности электросети. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти, к второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес. добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес. периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения (Патент РФ № 2047750, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.11.1995).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых до 2 суток осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины, при этом производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объёмы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы (патент РФ № 2487233, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.07.2013 - прототип).

Недостатком известных способов являются большие затраты на добычу нефти, нерациональное использование оборудования.

В предложенном изобретении решается задача обеспечения оптимального режима закачки и отбора и снижения расходов на добычу нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции, на остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки, при циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды, насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции, а электропривод насосов выполняют частотно регулируемым, при этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции, при уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при этом продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины, и назначают не менее 2 часов, а максимальный период ограничения - до 4 часов в сутки, а перекрытие подводящего водовода назначают с учётом времени контроля мощности электросети.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов остаётся не извлечённой из пластов. Циклический режим нагнетания рабочего агента способствует изменению градиентов давления в пласте, изменению направления потоков и вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти. Однако постоянный режим закачки по нагнетательным скважинам зачастую не оптимален и приводит к недостижению потенциального коэффициента извлечения нефти. В предложенном изобретении совместно решаются задачи повышения нефтеотдачи и снижения расходов электроэнергии на закачку жидкости.

При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции, на остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки. Периодическое ограничение закачки на отдельных нагнетательных скважинах производят полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды. Насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции, а электропривод насосов выполняют частотно регулируемым.

Частотно регулируемый электропривод насосов представляет собой устройство, состоящее из моста постоянного тока (выпрямитель), преобразующего переменный ток промышленной частоты в постоянный, и инвертора, преобразующего постоянный ток в переменный требуемых частоты и амплитуды. В частотно регулируемом электроприводе используется двойное преобразование электрической энергии: входное синусоидальное напряжение выпрямляется в выпрямителе, фильтруется фильтром, а затем вновь преобразуется инвертором в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды.

При этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции.

Нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов представляет собой принцип обратной зависимости частоты вращения рабочего органа центробежного насоса (колеса или колёс) с датчиком контроля давления, установленного на выкидной линии центробежного насоса. Используя известный принцип пропорциональности, характерный для центробежных насосов, устанавливаем, что напор, развиваемый насосом, изменяется пропорционально квадрату частоты вращения рабочего колеса. Поскольку напор и давление на выкидной линии центробежного насоса находятся в линейной зависимости между собой, для того чтобы сохранить неизменным параметр давления в выкидной линии, необходимо установить нелинейную квадратичную зависимость между параметром давления в выкидной линии центробежного насоса и частотой вращения рабочего органа центробежного насоса.

При уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции.

Перекрытие подводящего водовода назначают с учётом времени контроля мощности электросети - минимальную продолжительность перекрытия подводящего водовода назначают не менее 2 часов, максимальный период ограничения - до 4 часов в сутки.

Продолжительность перекрытия подводящего трубопровода определяют как время, необходимое для полного прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины. В остановившемся потоке происходит выравнивание давления в высокопроницаемых и низкопроницаемых зонах пласта, а при возобновлении движения жидкостей происходит вовлечение в поток жидкостей из низкопроницаемых зон, что способствует повышению нефтеотдачи залежи.

Периодически анализируют эффективность мероприятия. Как правило, следствием применения мероприятий является снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах. При реализации мероприятия и снижении текущей обводненности продолжают перекрытие подводящего трубопровода на части нагнетательных скважин, запитываемых от кустовой насосной станции. При прекращении эффекта, т.е. возвращении обводненности добываемой продукции к прежнему уровню, нагнетательные скважины переводят на постоянный режим закачки рабочего агента, а мероприятия по перекрытию подводящего трубопровода применяют на прочих нагнетательных скважинах. При этом удается длительное время поддерживать обводненность добываемой продукции на участке разработки в добывающих скважинах на постоянном уровне. После длительной работы на постоянном режиме и стабилизации обводненности в реагирующих добывающих скважинах прежние нагнетательные скважины, на которых ранее перекрывали подводящий трубопровод, снова переводят на циклический режим работы. При этом в результате такого воздействия снова обводненность добываемой продукции в реагирующих добывающих скважинах становится меньше, что благотворно сказывается на нефтеотдаче залежи.

Пример конкретного применения

Разрабатывают нефтяную залежь, приуроченную к отложениям терригенного девона. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Производительность насосного агрегата на кустовой насосной станции составляет 1500 м3/сут, рабочее давление на выкидной линии при этом режиме составляет 12 МПа. Агрегат оборудован системой поддержания постоянного давления на выкидной линии насоса (частотно-регулируемый привод).

Из 19 нагнетательных скважин кустовой насосной станции исходя из условий необходимости повышения коэффициента охвата пласта воздействием необходимо циклировать закачку по 5 скважинам, расположенным на двух водоводах. Суммарная суточная приёмистость данных скважин составляет 250 м3/сут.

Ограничение закачки по циклируемым скважинам обеспечивается перекрытием задвижек на водоводах. При этом в автоматическом режиме снижается частота тока, подаваемого на силовой привод насосного агрегата, для поддержания неизменного давления закачки по остальным нагнетательным скважинам, работающим в постоянном режиме.

Электропривод насосов выполняют частотно регулируемым, при этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции (расписать какой в цифрах), при уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости (привести эту зависимость) до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции,

Ограничение закачки по циклическим скважинам осуществляется каждый рабочий день в период с 8:00 до 12:00. При этом суточное ограничение закачки по кустовой насосной станции составляет 42 м3/сут при суточной закачке по кустовой насосной станции 1458 м3/сут.

В результате достигается повышение коэффициента охвата пласта воздействием за счёт избирательного циклического заводнения по отдельным участкам с соответствующим увеличением нефтеотдачи на 1,8 %. Расходы на электроэнергию за счёт снижения нагрузки в периоды, когда цены на электроэнергию максимальны, сокращаются на 8,5 %.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции, на остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки, при циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды, насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции, а электропривод насосов выполняют частотно регулируемым, при этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции, при уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при этом продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины, и назначают не менее 2 часов, а максимальный период ограничения - до 4 часов в сутки, а перекрытие подводящего водовода назначают с учетом времени контроля мощности электросети.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами. Осуществляют отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающемся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос. Расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м. 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами. Затем осуществляют спуск в скважину нескольких насосов. При этом в терригенном или карбонатном пласте предварительно определяют приток нефти к каждому горизонтальному стволу добывающей скважины. Выбирают горизонтальные стволы, отличающиеся дебитами нефти на 20% и более. В горизонтальный ствол длиной менее 300 м спускают насосы на параллельных колоннах труб. В горизонтальный ствол длиной более 300 м спускают насосы на одной колонне труб. Насосы в стволе размещают не ближе 30 м друг от друга. Каждый горизонтальный ствол скважины условно разделяют на три последовательных участка. В центральный участок спускают насосы с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов на участке в конце горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа для поддержания пластового давления в продуктивном пласте. Задача изобретения - снижение трудозатрат при осуществлении технологии закачки попутного газа в нефтяные скважины для поддержания пластового давления при эксплуатации углеводородных залежей и повышения их продуктивности. По способу осуществляют вторичное вскрытие интервалов скважины напротив газонасыщенной части продуктивного пласта - газовой «шапки» и напротив нефтенасыщенной части пласта. В скважину спускают насосно-компрессорную трубу - НКТ. Осуществляют изоляцию пакером газовой «шапки». Закачивают газ в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбирают продукцию с помощью скважинного насоса. Вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов. Затем спускают в скважину две коаксиально установленные НКТ разного диаметра. НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают их скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа. НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют их с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора. Производят отбор нефти через НКТ меньшего диаметра. Закачку отсепарированного газа осуществляют через НКТ большего диаметра. При этом отсепарированный газ под давлением подают в межпакерное пространство в газонасыщенную часть пласта над газонефтяным контактом - ГНК, поддерживая энергию пласта на постоянном уровне. По мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта границу ГНК постепенно перемещают по мощности пласта от кровельной к подошвенной части, обеспечивая постепенный темп снижения отбора нефти. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с риском прорыва газа из газовой шапки. Обеспечивает повышение степени выработки запасов нефти посредством управления внутрипластовыми перетоками газообразного флюида и снижения рисков конусообразования, а также снижение затрат на подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта. Сущность изобретения: по способу применяют горизонтальные скважины, горизонтальный участок которых проходит по нефтяному пласту на расстоянии от газовой шапки не менее 1/2 толщины нефтяной части. Создают ответвление с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх, с пересечением газонефтяного контакта и вскрытием газонасыщенной части пласта. При этом выполняют перфорирование колонны со вскрытием газовой шапки в двух противоположных участках скважины в пределах целевого пласта. Управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций осуществляют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств. Конструкция скважины по способу позволяет осуществлять независимую добычу газа в необходимых объемах из двух интервалов вскрытия газовой шапки, что позволяет независимо обеспечить контроль за перемещением газонефтяного контакта и подъем пластового флюида на поверхность за счет естественного газлифта. 5 ил., 1 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей. Технический результат - снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении сланцевых залежей. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи. Осуществляют подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт. Вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами. Подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи. Добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками. Добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках. Перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания. Продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть. Сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям. Сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты. Технический результат - повышение эффективности добычи углеводородов. По способу изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта. Используют селективную закачку для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта. При этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта. Изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта. Осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта. Осуществляют испытания ступенчатого изменения давления по меньшей мере на одном слое пласта в совокупности слоев пласта. Испытание ступенчатого изменения давления включает в себя открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины. При этом один из слоев пласта вскрывают при заданном давлении. Осуществляют обратный поток флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта. Осуществляют повторное вскрытие одного из слоев пласта один или более раз. При этом давление вскрытия пласта уменьшают каждый раз. Определяют режим, при котором давление вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта. В ответ на определение того, что давление повторного вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и, в частности, к разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений с применением вибровоздействия на пласт. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет уменьшения величины фильтрационных сопротивлений при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду. Способ включает вибрационное воздействие на нефтяной пласт источниками упругих колебаний. Для этого на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты. Вблизи контура питания упомянутой скважины также располагают источники колебаний одинаковой частоты, но большей частоты колебаний источников у устья добывающей скважины. Осуществляют одновременное воздействие колебаниями всех источников на нефтяной пласт с интенсивностью, временем воздействия и интерференцией колебаний, обеспечивающими коагуляцию капель нефти в поровом пространстве нефтяного пласта с водой и направленное движение потока за счет разности частот источников колебаний к забою добывающей скважины. При этом стягивающий эффект направленного движения потока к забою добывающей скважины задают количеством источников упругих колебаний на контуре питания добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. Технический результат - снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Способ включает гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации. Упомянутый раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток. 3 табл.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина. При этом формируют область первичной генерации вихревых структур в зоне за кромкой соплового среза. Обеспечивают периодический срыв кольцевых вихревых структур с кромки соплового среза, их перемещение со струей и соударение с носиком клина. Генерируют возмущения давления при деформации и разрушении вихревых структур на носике клина. Осуществляют распространение периодических возмущений давления от носика клина во все стороны в виде упругих волн и их хаотическое отражение от окружающих стенок. Создают накачку энергией кратных вихревых структур за счет энергии упругих колебаний, достигающих область первичной генерации. Отклоняют струю жидкости на носике клина в один из двух расходящихся выпускных каналов. Разделяют струю на входе перед выпускным каналом и направляют струю частично в боковую камеру, сопряженную с кромкой сопла и выпускным каналом. Повышают в камере давление за счет поршневого эффекта подаваемой струи и отталкивают струю в противоположный выходной канал, созданным с двух ее сторон перепадом давления. Обеспечивают периодическое переключение направления струи жидкости между выпускными каналами. Выталкивают жидкость попеременно из расходящихся каналов в общий перфорированный выходной коллектор. Возбуждают поле упругих колебаний на забое нагнетающей скважины. При этом фокусируют упругие волны, отраженные от стенок каждой камеры, на сопряженной с ней кромке соплового среза. Техническим результатом является повышение эффективности преобразования кинетической энергии струи в колебательную энергию волнового поля. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-03-10 2015-03-10T01:05:00
Наверх