Способ разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами



Владельцы патента RU 2544207:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя (Патент РФ №2488686, опубл. 27.07.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность применения в горизонтальных стволах данных конструкций. Также в связи с неоднородностью пластов недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтальных стволов многозабойных скважин, некоторые из стволов могут вообще не работать.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами, включающим бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами, спуск в скважину нескольких насосов, отбор продукции скважин, согласно изобретению 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.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого многозабойными горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с пробуренными горизонтальными стволами многозабойной скважины с насосами. Обозначения: 1, 2 - продуктивные пласты, 3 - не коллектор, 4 - добывающая скважина, 5, 6 - горизонтальные стволы, 7 - колонны труб, 8-12 - насосы. 13, 14 - пакеры,

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и/или 2, представленными терригенным или карбонатным типом коллектора и разделенный не коллектором 3, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с горизонтальными стволами 5, 6 (фиг. 1). Стволы 5, 6 также могут быть наклонно-направленными (восходящими, нисходящими).

Определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5, 6 (открытому или вторично вскрытому). Согласно исследованиям дебит нефти стволов отличается более чем на 20%. В каждый ствол 5, 6 спускают на отдельных трубах 7 насосы 8-12. Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос и эксплуатацию осуществляют по обычной технологии.

Насосы 8-12 могут быть как электроцентробежными, винтовыми, так и штангово-глубинными.

Если расстояние горизонтального ствола 300 м и менее, то насосы в нем размещают параллельно на отдельных трубах (например, в ствол 6 длиной 300 м спускают два насоса 11, 12), а если более 300 м - то последовательно на одной колонне труб. Например, в ствол 5 длиной 450 м спускают три насоса 8, 9, 10. Также насосы в одном стволе 8-10 и 11-12 размещают не ближе 30 м друг от друга. Расчеты показали, что при длине горизонтального ствола более 300 м, спуск и размещение насосов параллельно на отдельных трубах экономически не рентабельны. При размещении насосов ближе 30 м друг от друга их эффективность практически не отличается от размещения на этом же участке одного насоса.

При условном разделении горизонтального ствола скважины на три равных участка в центральный участок спускают насосы 9 с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов 10 на участке в конце горизонтального ствола 5 и/или 6. Под производительностью насоса понимают его теоретическую подачу в м3/сут. Исследования большинства скважин с горизонтальными стволами показали, что приток нефти из центральной части ствола значительно ниже либо вообще отсутствует, по сравнению с притоком из начала и конца ствола. Поэтому производительность насосов в центральной части ствола должна быть выше. Расчеты показали, что при параллельном размещении насосов 11 и 12, отличие в их производительности менее чем в два раза практически не приводит к повышению нефтеотдачи и достаточно эффективной работе центральной части ствола. При этом отличие в производительности более чем в 10 раз приводит к тому, что высокая депрессия в центральной части ствола снижает пластовое давление в призабойной зоне пласта ниже давления насыщения нефти газом, что, в свою очередь, негативно сказывается на добыче нефти, и нефтеотдача оказывается ниже. При последовательном размещении насосов 8-10 их производительность Q должна соответствовать условию Q8>Q9>Q10. Поэтому, если производительность насоса 9 в центральной части должна быть выше в 2-10 раз по сравнению с производительностью насоса 10, то для осуществления перекачки продукции скважин и отбора продукции из участка начала ствола производительность насоса 8 должна быть выше, чем насоса 9.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами. Исследования показали, что при расстоянии между насосами более 200 м нефтеотдача с разделением насосов пакерами и без разделения практически не отличается.

Между стволами 5 и 6 скважины 4 устанавливают пакер 14 для предотвращения перетекания жидкости из одного ствола в другой.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других многозабойных горизонтальных скважинах.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и 2 (фиг.1), представленными карбонатным типом коллектора, чисто нефтяной зоной и разделенный не коллектором 3 вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с открытыми горизонтальными стволами 5, 6 (фиг.1). Пласты 1 и 2 залегают соответственно на глубине 910 м и 870 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1 составляет 10 м, пласта 2-12 м. Длины горизонтальных стволов 5 и 6 составляют соответственно 450 м и 300 м. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 168 мм.

В ходе отработки скважины определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5 и 6. Дебит нефти 5 ствола составил 12,2 т/сут, дебит нефти 6 ствола - 14,5 т/сут, т.е. отличие дебита нефти - 20%.

В каждый ствол 5, 6 спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 7 диаметром 60 мм насосы 8-12. Причем расстояние между насосами 8-9 и 9-10 в стволе 5 составляет 200 м, пакеры между насосами не устанавливают. Так как расстояние горизонтального ствола 5 составляет 450 м, то насосы 8, 9 и 10 в нем размещают последовательно на одной НКТ 7. Расстояние между насосами 11-12 в стволе 6 составляет 100 м, между насосами устанавливают водонабухающий пакер 13. Т.к. расстояние горизонтального ствола 6 составляет 300 м, то насосы 11 и 12 в нем размещают параллельно на отдельных НКТ 7.

При условном разделении горизонтального ствола 5 скважины 4 на три равных участка в центральном участке размещают насос 9 с теоретической подачей жидкости Q9=45,7 м3/сут (марка насоса 2СП-57/24). Тогда теоретическая подача размещаемого на участке в конце ствола 5 насоса 10 составляет Q10=21,6 м3/сут (марка насоса 2СП-57/45), а размещаемого на участке в начале ствола 5 насоса 8 - Q8=65,6 м3/сут (марка насоса 2СП-70/32). Насосы марки 2СП являются штанговыми дифференциальными.

В горизонтальном стволе 6, при условном его разделении на три равных участка, на участке в конце ствола 6 размещают насос 12 с теоретической подачей жидкости Q12=25,0 м3/сут (марка насоса ЭЦН-25). На оставшихся двух участках размещают один единственный насос 11 в центре с теоретической подачей жидкости Q11=50,0 м3/сут. (марка насоса ЭЦН-50). Насосы марки ЭЦН являются электроцентробежными.

Между стволами 5 и 6 скважины 4 устанавливают пакер 14 для предотвращения перетекания жидкости из одного ствола в другой.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других многозабойных горизонтальных скважинах.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пластов.

В результате при разработке, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной многозабойной горизонтальной скважины 208,5 тыс.т нефти за 29 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка пласта составил 0,339. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 176,5 тыс.т. нефти за 36 лет разработки, КИН составил 0,287. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,052.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора, КИН и обеспечить равномерность выработки запасов нефти.

Применение предложенного способа позволяет решить задачу повышения темпов отбора нефти терригенного или карбонатного пласта, равномерности выработки запасов нефти и, как следствие, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

1. Способ разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами, спуск в скважину нескольких насосов, отбор продукции скважин, отличающийся тем, что 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами.



 

Похожие патенты:

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.
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.

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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта. Технический результат - повышение коэффициента продуктивности и достижение начальной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах за счет раскрытия сети трещин в продуктивном пласте с преобладанием вертикальных трещин, повышения массообмена в зоне фильтрации и надежности очистки зоны фильтрации от продуктов техногенной кольматации. По способу осуществляют герметизацию устья скважины. Затем скважину консервируют путем помещения в ней жидкости, блокирующей приток флюида из продуктивного пласта. В скважине создают избыточное давление на начальной фазе, превышающее гидростатическое давление столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на заданную величину. Осуществляют дальнейшее повышение давления в скважине с созданием серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний с заданной частотой. Затем осуществляют замену блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость с одновременным созданием в скважине серии импульсов повышения давления. Продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт с поддержанием режима импульсного воздействия на продуктивный пласт на другой частоте, отличной от ранее заданной, до дальнейшего повышения давления в продуктивном пласте на конечной фазе до установленной величины. После этого осуществляют резкое снижение давления в скважине сериями импульсов с обеспечением разрыва сплошности гидравлической среды в зоне продуктивного пласта. При этом интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления принимают отличными от интервалов времени между импульсами в операциях с понижением давления. 8 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Технический результат - повышение надежности работы устройства в горизонтальной скважине и эффективности очистки добываемого продукта, увеличение межремонтного периода работы устройства, а также снижение его металлоемкости. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб с насосом, клапан, хвостовик. В составе колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса в вертикальной части горизонтальной скважины размещен клапан. К клапану снизу присоединен хвостовик с фильтром. Клапан выполнен в виде муфты с конусным седлом и установленной в муфте двухступенчатой пробки из пластикового материала со сквозными окнами, выполненными на ее боковой поверхности. Верхняя ступень пробки герметично взаимодействует с муфтой. Между нижней ступенью двухступенчатой пробки и муфтой имеется кольцевой зазор. Нижний торец пробки выполнен в виде конуса и имеет возможность герметичного взаимодействия с конусным седлом муфты. Двухступенчатая пробка имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно муфты. Высота двухступенчатой пробки меньше расстояния от отверстия в муфте до торца нижней трубы колонны насосно-компрессорных труб. На концах трубы с отверстиями диаметром 6-7 мм жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент. Он выполнен из намотанной витками по спирали проволоки с зазором 1,0 мм между витками, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. 4 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-03-10 2015-03-10T01:05:00
Наверх