Патенты автора Денисламов Ильдар Зафирович (RU)
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) кислотными составами. Способ проведения солянокислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером и закачку кислотного раствора в пласт. При этом колонне НКТ выше пласта располагают электроцентробежный насос с термоманометрической системой (ТМС), в состав которого включают ph-метр. Над насосом устанавливают в НКТ штатный обратный клапан. Выше обратного клапана располагают перепускной клапан для организации движения жидкости из колонны НКТ в межтрубное пространство скважины. Выше перепускного клапана раскрывают электромагнитный пакер и герметизируют кольцевое пространство. Соляную кислоту расчетного объема закачивают в пласт через перепускной клапан. Между пластом и ТМС располагают воду с нейтральным значением ph. После химической реакции соляной кислоты с карбонатными элементами пласта организуют обратное движение пластовой жидкости в скважину путем включения электроцентробежного насоса в действие. При достижении остатков соляной кислоты зоны ТМС по показанию ph-метра менее нейтрального значения среды работу электроцентробежного насоса останавливают и вновь доводят этот состав с непрореагировавшей кислотой до пласта с помощью насосного агрегата на устье скважины. Циклическое движение соляной кислоты в скважине между пластом и электроцентробежным насосом производят в турбулентном режиме до тех пор, пока соляная кислота не нейтрализуется с фиксацией в зоне ТМС нейтрального значения ph среды. Техническим результатом является увеличение притока пластовой нефти в скважины с исключением возникновения проблемы по утилизации остатков кислотного раствора благодаря организации полной нейтрализации соляной кислоты при одновременном сохранении характеристик электроцентробежного насоса. 1 ил.
Изобретение относится к сбору и подготовке нефти и попутного нефтяного газа на объектах нефтедобычи и предназначено для определения суточных объемов попутного нефтяного газа, отделенного от нефти на первой ступени сепарации. Способ реализуется на основании выполнения материального баланса по устойчивому компоненту скважинной продукции – сероводороду. Его масса остается неизменной до и после сепарации попутного нефтяного газа из скважинной водонефтяной эмульсии. Предварительно по группе скважин, продукция которых поступает на газосепаратор, с помощью газоанализатора находят суточную массу попутно добываемого сероводорода, также определяют суточную массу сероводорода в отсепарированной нефти и концентрацию сероводорода в попутном нефтяном газе после газосепаратора. При отсутствии счетчика газа на газовой линии газосепаратора объем отсепарированного попутного нефтяного газа определяется по расчетной формуле после замера массы сероводорода в водонефтяной эмульсии после газосепаратора и определения концентрации сероводорода в попутном нефтяном газе. Технический результат заключается в повышении достоверности отчетной информации по добыче попутного нефтяного газа и получении оперативной информации по суточной добыче газа даже при отсутствии работоспособного счетчика газа. 1 ил.
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технике интенсификации притока пластовых флюидов в скважину на нефтяных месторождениях, и может быть использовано при освоении скважины после проведения кислотной обработки продуктивного нефтяного пласта. Способ заключается в использовании глубинного электроцентробежного насоса с регулируемой производительностью и скважинного пакера. При этом в пакер монтируют два обратных клапана, способных пропускать флюиды в разных направлениях от пакера. Первый клапан открывается при появлении перепада давления и пропускает флюиды снизу вверх, второй - электромагнитный - клапан открывается и пропускает флюиды в обратном направлении - сверху вниз по команде со станции управления скважины при снижении давления в зоне насоса ниже допустимой величины. Пакер располагают выше электроцентробежного насоса. Электроцентробежный насос спускают на заданную глубину. Пакером перекрывают кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной лифтовых труб. Электроцентробежный насос включают в работу для откачки скважинной и пластовой жидкости на поверхность земли. Техническим результатом является обеспечение постоянного и регулируемого во времени притока пластовой продукции в скважину после кислотного воздействия на пласт, равного производительности электроцентробежного насоса, с исключением перегрева погружного электродвигателя. 1 ил.
Изобретение относится к способу скважинной добычи высоковязкой нефти из залежи нефти с газовой шапкой. Способ включает бурение двух скважин с горизонтальными стволами по технологии гравитационного дренажа прогретой нефти с помощью пара. Горизонтальный ствол первой скважины располагают на газонефтяном контакте залежи и используют для закачки водяного пара высокой температуры. Горизонтальный ствол второй скважины располагают ниже середины нефтенасыщенного интервала продуктивного пласта и используют для отбора нагретой нефти. Формирование парогазоводяной смеси над газонефтяным контактом обеспечивает низкую фазовую проницаемость для газа газовой шапки. Технический результат заключается в исключении возможности прорыва газа через газонефтяной контакт в горизонтальный ствол добывающей скважины и в повышении коэффициента нефтеотдачи залежи высоковязкой нефти. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к гидравлическим вибраторам, и предназначено для создания виброволнового воздействия соляно-кислотным раствором на призабойную зону нефтяных пластов. Устройство для виброкислотного воздействия на пласт содержит кислотостойкий корпус с герметично расположенными в нем электродвигателем и кривошипно-шатунным механизмом (КШМ) и рабочую камеру цилиндрической формы с впускным и выпускным отверстиями. КШМ выполнен с возможностью приведения в действие от вала электродвигателя посредством зубчатой передачи и шарнирно соединен с полой затворной втулкой посредством центратора цилиндрической формы, обеспечивая возвратно-поступательное перемещение полой затворной втулки в полости рабочей камеры и одновременное периодическое открытие и закрытие впускного и выпускного отверстий. Устройство дополнительно содержит датчик давления для измерения давления в зоне выпускного отверстия и передачи данных о нем в станцию управления и последующего регулирования частоты вращения электродвигателя и изменения давления в зоне выпускного отверстия частотным преобразователем тока со станции управления. Обеспечивается эффективность кислотного воздействия на пласт. 3 ил.
Изобретение относится к устройствам по измерению скорости химических реакций и может быть использовано для измерения кинетики растворения образцов карбонатных. Устройство по определению скорости реакции веществ газометрическим способом содержит колбообразный реактор из корпуса и крышки, контейнер для горной породы, закрепленный на штоке, и газоотводную трубку с датчиком давления, при этом контейнер выполнен в виде вертикального сетчатого цилиндра для заполнения молотой карбонатной породой необходимой массы и имеет с внешней стороны ребристые пластинки вертикального расположения, верхняя часть штока цилиндрической формы выполнена полой и имеет отверстие между уровнем кислотного состава и верхней частью крышки для вывода газообразных продуктов реакции кислоты с породой в газоотводную трубку, соединенную со штоком, газоотводная трубка снабжена обратным клапаном для выпуска газообразного продукта реакции в атмосферу, шток с контейнером находятся в неподвижном положении, а ректор закреплен на центрифуге и вращается с постоянной заданной угловой скоростью для создания эффекта перемешивания кислотного состава в реакторе, место соединения штока с крышкой реактора герметизировано сальниковым уплотнением. Техническим результатом является обеспечение одинаковых условий проведения лабораторных экспериментов при разных массовых пропорциях карбонатной породы и кислотного состава за короткий период времени. 1 ил.
Изобретение относится к способу определения содержания свободного газа на приеме скважинного насоса. Способ основан на использовании датчика давления в зоне приема насоса. Рядом с датчиком давления дополнительно располагают датчик температуры. Над насосом в ближайшей к насосу лифтовой трубе устанавливают влагомер. По показаниям двух датчиков, влагомера и предварительно полученной информации по дегазации пластовой нефти определяют последовательно для 1 моль пластовой нефти в составе газожидкостной смеси в зоне насоса: объем свободного газа, объем жидкой фазы газожидкостного смеси и содержание свободного газа. Достигается определение содержания свободного газа в потоке скважинной продукции. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности в области доподготовки сточной воды нефтяных месторождений до требуемого качества для использования воды в системе поддержания пластового давления (ППД) продуктивного нефтяного пласта. Изобретение касается установки для очистки сточной воды от остаточной нефти, содержащей емкость с функцией отстойника воды и устройство для перемешивания обрабатываемой воды с органическим растворителем. В качестве емкости с функцией отстойника установка содержит резервуар вертикальный стальной (РВС), который имеет два патрубка на разных высотах резервуара для подачи сточной воды в резервуар: верхний и нижний, верхний патрубок расположен в верхней части резервуара для подачи воды через распределительный маточник под раздел жидкости и газовой среды, нижний патрубок расположен на половине высоты верхнего патрубка и служит для подачи сточной воды через диспергатор и маточник в объем воды резервуара, диспергатор в качестве устройства перемешивания соединен с трубопроводом для подачи в него органического растворителя для смешивания сточной воды с растворителем в турбулентном режиме. Сточная вода подается в РВС через один из двух патрубков исходя из качества сточной воды, контролируемой на входе в установку пробоотборником. Технический результат - доочистка сточной воды от остаточной нефти путем повышения плотностной разницы между водой и нефтью при обеспечении умеренного расхода органического растворителя, возможность выборочного использования одного из технологических процессов очистки воды от остаточной нефти в зависимости от исходной концентрации нефти в сточной воде. 1 ил.
Изобретение относится к области эксплуатации внутрипромысловых и магистральных трубопроводов, осложненных формированием внутриполостных отложений. Способ включает подачу в трубопровод подогретой нефти и замер времени прохождения ею трубопровода по данным двух датчиков температуры, установленных в начале и конце трубопровода. До подачи в трубопровод подогретой нефти в него закачивают малорастворимый в жидкости газ - метан или азот, до и после закачки газа в трубопровод закачивают оторочку высоковязкой мелкодисперсной водонефтяной эмульсии с эмульгатором. Объем отложений определяют как разницу между внутренним объемом чистого трубопровода и объемом нефти, предварительно нагретой до температуры 40-60°С, находящейся между двумя датчиками температуры. Повышается точность диагностики объема отложений, обеспечивается выбор оптимального способа их удаления. 2 ил.
СПОСОБ СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2752304
Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к скважинной добыче высоковязкой нефти паротепловым способом в циклическом режиме. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), укомплектованной пакерным устройством выше продуктивного пласта и несколькими обратными клапанами системы газлифта. Это позволяет одну колонну НКТ эксплуатировать в двух режимах для закачки теплового агента: водяного пара высокой температуры или горячей воды и для отбора теплой нефти и водного конденсата. При закачке теплового агента клапаны системы газлифта находятся в закрытом положении и колонна НКТ представляет собой колонну нагнетательных труб. При добыче пластовой продукции осуществляют газлифтную систему добычи нефти путем закачки в межтрубное пространство скважины природного или попутного нефтяного газа. Сокращаются временные затраты, обеспечивается подача реагента без привлечения дополнительных устройств. 2 ил.
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем проведения соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта и может быть использовано для увеличения притока жидкости и нефти к скважинам, эксплуатирующим гидрофобизированные карбонатные пласты. Техническим результатом является повышение охвата пласта кислотным воздействием путем использования горячей кислоты без снижения активности и концентрации кислотного раствора. Предложен способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб до продуктивного карбонатного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером, нагрев кислотного состава в стволе скважины и закачку горячей кислоты в пласт. При этом на колонне насосно-компрессорных труб в скважину спускают индукционный нагреватель с турбулизатором потока в его верхней части и датчиком температуры в его нижней части с функцией передачи данных по температуре окружающей среды по силовому кабелю электропитания нагревателя на станцию управления процессом закачки. Индукционный нагреватель располагают над пластом для поддержания температуры кислотного состава на необходимом уровне путем регулирования мощности индукционного нагревателя и объемного расхода кислотного состава. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме. Технический результат - повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме. Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса содержит насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и несколько обратных клапанов над насосом. При этом несколько обратных клапанов установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Ннас с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от глубины Ннас до устья скважины. 1 ил.
СПОСОБ ПОДАЧИ РАСТВОРИТЕЛЯ АСПО В СКВАЖИНУ // 2750500
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например, асфальтосмолопарафиновые. До закачки технологических жидкостей в скважину в колонне НКТ над насосом и на устье скважины устанавливают влагомеры, колонну НКТ на устье снабжают расходомером, а электроцентробежный насос и погружной электродвигатель помещают в цилиндрический кожух с открытым низом. В межтрубное пространство скважины с устья подают реперную жидкость - минеральную воду, по показаниям влагомеров и расходомера определяют объем отложений и объем растворителя, необходимый для заполнения колонны труб. Закачку растворителя и задавочной нефти вслед за реперной жидкостью ведут до тех пор, пока растворитель не появится на устье скважины. Закачку технологических жидкостей ведут при действующем глубинном насосе с объемным расходом, равным производительности скважинного насоса. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование органического растворителя. 2 ил.
Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью электроцентробежных насосов и может использоваться в нефтяных компаниях России. Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины заключается в том, что в скважине организуют поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса через нижерасположенный трубчатый хвостовик и осуществляют подъем по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с помощью энергии насоса. При этом поступление пластовой продукции на приемные отверстия насоса осуществляют через электромагнитные клапаны, равномерно установленные на хвостовике насоса, выполненном в виде цилиндрического кожуха вокруг приемных отверстий насоса и погружного электродвигателя и колонны НКТ, спущенном до кровли продуктивного пласта. Причем пластовая продукция поступает в хвостовик и далее в насос только через один клапан, открытие которого осуществляют в зависимости от положения динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины с тем, чтобы расстояния по вертикали от динамического уровня до открытого клапана было не менее минимально допустимого значения при закрытом положении остальных клапанов на хвостовике. Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации электроцентробежного насоса. 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающих и водозаборных скважинах, продукция которых характеризуется повышенным содержанием попутного нефтяного или иного газа. Может быть использовано в нефтедобывающих компаниях для повышения эффективности эксплуатации глубинного насосного оборудования, например электроцентробежных насосных установок. Способ заключается в организации вращательного движения нефти в одном направлении и смене аналогичного движения в противоположном направлении при сохранении одностороннего поступательного движения относительно оси трубопровода, причем от глубинного насоса до минимально возможного значения динамического уровня нефти в межтрубном пространстве равномерно по длине колонны насосно-компрессорных труб на трубы устанавливают рядом и впритык пары спиралеобразных муфт с максимально возможным внешним диаметром, при котором зазор между муфтой и обсадной колонной минимально допустим, одна из которых организует поступательное движение нефти в межтрубном пространстве путем вращения по спирали в одном направлении по окружности, а вторая организует аналогичное движение путем вращения нефти в обратном направлении, причем муфты с функцией гомогенизации устанавливают ниже соединительной муфты колонны труб и фиксируют неподвижно с трубой с помощью кольца. Положительный эффект достигается тем, что в узком кольцевом пространстве на стыке двух муфт происходит турбулизация и гомогенизация трех возможных потоков нефти: двух встречных с вращательным движение и линейного движения нефти по узкому кольцевому пространству. Гомогенизация нефти обеспечивает снижение поступления порций попутного нефтяного газа в газовое пространство, исключает быстрое повышение давления газа над динамическим уровнем и способствует длительной и безаварийной работе глубинного насоса. 1 ил.
Изобретение относится к практике эксплуатации водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине основан на различии в теплопроводности газовой среды и жидкости в скважине и различном поведении проводника электрического тока в этих разных средах. Любой проводник нагревается в газовой и жидкой средах по-разному, вследствие этого меняется по-разному и его сопротивление и сила тока в электрической цепи. С учетом этого в скважине от устья до глубинного насоса или продуктивного пласта на стационарной основе располагают сложенный вдвое в U-образной форме электропроводящий одножильный кабель в неэлектропроводящей оболочке с теплопроводящей способностью. Кабель соединяют через резистор (электрическое сопротивление) и амперметр в последовательную электрическую цепь. Предварительно по скважине получают калибровочную зависимость силы тока в электрической цепи от уровня раздела газовой и жидкой сред. Уровень жидкости в скважине определяют дистанционно с необходимой частотой с помощью калибровочной зависимости, подключения электрической цепи к источнику напряжения и снятия показания амперметра через фиксированное время. 1 ил.
Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих и водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в скважине заключается в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса. В качестве устройств используют одинаковые теплогенерирующие проводники (полупроводники) - терморезисторы, соединенные параллельно в замкнутую электрическую цепь совместно с амперметром и источником напряжения постоянной величины. Терморезисторы располагают равномерно по абсолютной длине скважины от устья до насоса. Глубину уровня жидкости в скважине определяют по показанию амперметра через определенный интервал времени после подключения электрической цепи к источнику напряжения и предварительно полученной калибровочной зависимости силы тока в цепи от глубины раздела газовой и жидкой сред как фактора общего сопротивления электрической цепи. Технический результат состоит в обеспечении определения уровня жидкости в постоянном режиме времени без участия человека с минимальными затратами и одновременном повышении точности производимых замеров. 1 табл., 2 ил.
Изобретение предназначено для применения на нефтедобывающих скважинах, эксплуатация которых осложнена образованием асфальтосмолопарафиновых отложений - АСПО в колонне лифтовых труб и насосном оборудовании. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения равномерного и более длительного поступления реагента в скважину, предупреждение парафинообразования в колонне подъемных труб и глубинном насосе. Предупреждение образования отложения по изобретению выполняют путем двухэтапной закачки в продуктивный неоднородный по проницаемости нефтяной пласт технических жидкостей. На первом этапе в пласт закачивают раствор геля с ингибитором парафинообразования. На втором этапе в пласт закачивают преобразователь геля, имеющий большую вязкость, чем раствор геля и ингибитор АСПО. Благодаря большей вязкости преобразователь геля в основном проникнет в высокопроницаемый зоны пласта и на определенное время консервирует в пропластках раствор геля с ингибитором АСПО. После пуска скважины в эксплуатацию ингибитор АСПО в эксплуатационную колонну будет поступать из пропластков с низкой проницаемостью, куда не поступил преобразователь раствора геля ввиду своей повышенной вязкости. Через определенное и расчетное время под действием перепада давления преобразователь геля теряет свои прочностные свойства, разрушается и открывает фильтрационные каналы для поступления в скважину ингибитора АСПО из высокопроницаемых пропластков. 1 ил.
СПОСОБ ПОДАЧИ РАСТВОРИТЕЛЯ АСПО В СКВАЖИНУ // 2735798
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения. Процесс заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ0 растворителем контролируются с помощью двух датчиков давления, установленных на расстоянии 10 метров друг от друга по вертикали внутри НКТ повышенного диаметра, находящегося над глубинным насосом. Для фиксации момента появления растворителя над насосом перед ним в колонну НКТ подают реперную жидкость повышенной плотности, например высокоминерализованную воду. Скорость закачки растворителя и объем реперной жидкости выбирают таковыми, чтобы реперная жидкость надежно фиксировалась датчиками давления по значительному росту разницы давлений между датчиками. Закачка растворителя в колонну НКТ ведется через счетчик жидкости, поэтому оценивается не только объем закачанного растворителя, но и начальный объем отложений в насосно-компрессорных трубах. Повышается эффективность промывки НКТ и электроцентробежного насоса органическим растворителем путем организации контроля полного заполнения труб и насоса растворителем, обеспечивается рациональное использование растворителя. 2 ил.
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов путем проведения кислотного гидроразрыва пласта и может быть использовано для увеличения притока жидкости и нефти к скважинам, эксплуатирующим высокообводненные карбонатные пласты. Способ заключается в спуске колонны насосно-компрессорных труб в зону гидроразрыва карбонатного пласта, герметизацию межтрубного пространства пакером и закачке в пласт технологических жидкостей в три этапа. На первом этапе производится обработка пласта самоотклоняющимся кислотным составом. Данный состав закачивается непрерывно, причем давление закачки не должно превышать давления гидроразыва пласта. Вследствие естественного загеливания самоотклоняющегося кислотного состава (СКС) происходит снижение приемистости продуктивного пласта и наблюдается постепенный рост давления. По завершении загеливания СКС начинается второй этап процесса, в котором и проводят гидравлический разрыв пласта путем продолжающейся закачки СКС. В результате гидроразрыва пласта в нефтенасыщенной зоне карбонатного пласта формируются система вторичных трещин. Данная процедура повторяется на третьем этапе воздействия на пласт с целью создания третичных трещин и фильтрационных каналов в нефтенасыщенной зоне пласта. Технический результат заключается в сокращении времени воздействия на продуктивный пласт, в сокращении времени осваивания скважины и пласта после обработки, а также в снижении доли воды в добываемой продукции и в повышении нефтеотдачи пласта при существующей системе поддержании пластового давления. 1 ил.
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОСТАВКИ РЕАГЕНТА В СКВАЖИНУ // 2730152
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для обслуживания и эффективной эксплуатации глубинно-насосного оборудования нефтедобывающих скважин, осложненных наличием водонефтяной эмульсии и асфальтосмолопарафиновых отложений. Устройство содержит трубку для подачи реагента внутри колонны лифтовых труб и насос на поверхности земли для закачки в трубку реагента, цилиндрический кожух-контейнер с глубинным электроцентробежным насосом и погружным электродвигателем внутри. Трубка для подачи реагента расположена по всей длине колонны лифтовых труб от устья скважины до глубинного насоса и герметично соединена с клапаном-переводником, который расположен над электроцентробежным насосом и имеет с помощью радиальных каналов гидравлическую связь с кольцевым пространством кожуха-контейнера. Обеспечивается подача необходимого технологического реагента не только в колонну НКТ, но и в полость глубинного насоса, реализуется комплексная защита всей цепочки подземного оборудования, которая включает меры предупреждения осложнений и удаления сформировавшихся отложений. 2 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и межтрубном пространстве скважин. Способ заключается в том, что предусматривается проведение подготовительной операции по определению требуемой длины. Осуществляют спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения удельной мощности нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины в условиях изменения режима ее работы или состава. При этом в процессе проведения подготовительной операции удельную мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от устьевой температуры по приведенному математическому выражению или в зависимости от параметров работы скважины - дебита и обводненности по пересчитанной для скважины номограмме. Причем длину кабеля определяют на основании термограммы скважины из расчета расположения нижнего конца нагревательного кабеля на глубине, где температура по термограмме равна температуре насыщения нефти парафином для продукции данного месторождения, определенной в лабораторных условиях. Техническим результатом является повышение среднего дебита скважины и эффективности профилактики АСПО при использовании нагревательных кабелей. 3 ил.
Изобретение относится к области транспортировки парафинистой нефти по трубопроводной системе нефтедобывающего предприятия. Способ количественной диагностики отложений в трубопроводе заключается в организации перемещения в трубопроводе разделителя жидкостей и фиксации давления в начале и в конце трубопровода по размещенным в этих точках датчикам давления. В качестве разделителя жидкостей используют высоковязкую жидкость такого объема, который обеспечивает фиксацию датчиками давления прохождения указанной жидкости по повышению давления на необходимую величину. Время прохождения высоковязкой жидкости по трубопроводу оценивают по точкам графика изменения давления в зоне датчиков по времени наблюдения, в которых начинается повышение давления из-за появления высоковязкой жидкости в зоне датчиков давления. Необходимый объем высоковязкой жидкости в трубопроводе вычисляют по определенному математическому выражению, зависящему от внутреннего диаметра чистого трубопровода, повышения давления на датчиках давления после прохождения их зоны высоковязкой жидкостью, скорости продвижения высоковязкой жидкости по трубопроводу, средней плотности жидкости в трубопроводе, коэффициентов гидравлического сопротивления при движении трубопроводной и высоковязкой жидкостей. Технический результат заключается в применении доступных в скважинных условиях материалов, в ускорении диагностики внутреннего состояния промысловых трубопроводов и более эффективном применении растворителей отложений. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области струйной техники. Способ сокращения времени на освоение заключается в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) или ГНКТ спускают компоновку оборудования. Эжекторный насос установлен в осевом канале корпуса на посадочном месте между внутренней стенкой корпуса и ограничителя, закрепляют пакер. Далее в колонну насосно-компрессорных труб под избыточным давлением производят закачку кислотного раствора. Раствор через радиальные каналы опоры и вертикальный канал гидрораспределителя под избыточным давлением отжимает подпружиненный шар вниз и выходит на забой через сквозные каналы. Далее подают на сопло насоса рабочий агент и проводят дренирование, при этом откачиваемя жидкость проходит через вертикальные каналы гидрораспределителя потоков, при этом оставшаяся непрореагировавшая кислота нейтрализуется при проходе через фильтр с магнием. Технический результат - повышение производительности установки при проведении обработки продуктивного пласта. 1 ил.
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОХРАНИЛИЩА // 2716673
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища. Предлагается способ, заключающийся в циклическом режиме закачки природного газа через скважины в газосодержащий пласт и отборе газа из этих же скважин с предварительным созданием оторочки для снижения проникновения пластовой воды в газовую часть подземного газохранилища. Закачку газа в начальный период ведут путем закачки в скважины оторочки мелкодисперсной водогазовой смеси. Эту оторочку в последующем продвигают по пласту газом путем закачки в скважины газа. При этом применяют оторочку такой мелкодисперсной водогазовой смеси, что при закачке обеспечивают ее продвижение на отдаленные от нагнетательной скважины зоны пласта с ускоренным ее движением по кровле пласта и выравниванием фронта вытеснения по вертикальному разрезу газохранилища в зоне нагнетательной скважины. При снижении давления при эксплуатации газохранилища обеспечивают в подошвенной зоне пласта такое выделение и такой рост пузырьков в ней, что они блокируют движение воды в вышеотмеченной зоне пласта.
СПОСОБ ДОСТАВКИ РАСТВОРИТЕЛЯ АСПО В СКВАЖИНЕ // 2709921
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для совершенствования технологий по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) с подземного оборудования нефтедобывающих скважин, имеющих интеллектуальную составляющую в виде средства диагностики объема и местоположения отложений в колонне подъемных труб. Для удаления АСПО с колонны насосно-компрессорных (НКТ) труб без их подъема на поверхность предварительно внутри колонны от устья до электроцентробежного насоса устанавливают реагентную трубку на стационарной основе. После установления объема и местоположения отложений устьевой насос по команде контроллера станции управления подает в реагентную трубку расчетное количество органического растворителя. На втором этапе собранный над глубинным насосом растворитель поднимается по колонне НКТ путем пуска в работу глубинного электроцентробежного насоса на расчетное и необходимое время, определяемое расстоянием нижней части отложений от глубинного насоса по длине колонны НКТ. Повышается надежность, снижаются временные затраты при доставке растворителя. 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для диагностики местоположения асфальтосмолопарафиновых отложений по длине колонны насосно-компрессорных труб. Внутри колонны лифтовых труб скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, равномерно по длине лифтовых труб от устья до глубинного насоса по осевой линии труб располагают датчики температуры на стационарной основе. По данным датчиков температуры периодически строят графики зависимости температуры газожидкостной смеси от расстояния датчика температуры по длине колонны лифтовых труб от устья скважины. По выявленной разнице замеренных зависимостей в сторону повышения температуры судят о формировании отложений во времени в определенной части колонны лифтовых труб. Повышается эффективность обработки скважины за счет обеспечения возможности адресного применения метода удаления отложений, снижаются расходы растворителя, тепловой и электрической энергии. 2 ил.
Изобретение относится к устройствам по измерению обводненности добываемой нефти во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является обеспечение гомогенности измеряемой среды и постоянное соответствие газожидкостного состава между измерительными датчиками составу пластовой продукции. Устройство содержит два датчик давления, расположенные на фиксированном расстоянии друг от друга в насосно-компрессорной трубе максимально допустимого диаметра внутри нефтедобывающей скважины. При этом насосно-компрессорную трубу (НКТ) с датчиками давления располагают в средней части колонны лифтовых труб, соединяющей приемные отверстия электроцентробежного насоса с кровлей нефтяного пласта, причем ниже и выше трубы с датчиками давления используют НКТ меньшего диаметра для обеспечения турбулентного режима движения в них скважинной продукции, а в самой трубе с датчиками обеспечивается давление выше, чем давление насыщения нефти газом. 1 ил., 2 табл.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) скважины и внутренней полости глубинного насоса. При осуществлении способа в НКТ скважины с электроцентробежным насосом (ЭЦН), обратным и перепускным клапаном закачивают растворитель. Для промывки реагентом глубинного насоса растворитель качают в колонну НКТ, заполняют колонну НКТ и направляют растворитель в межтрубное пространство скважины через перепускной клапан для накопления над глубинным насосом. С помощью частотного преобразователя тока, плавно повысив частоту тока погружного электродвигателя установки, запускают ЭЦН в действие с производительностью, обеспечивающей транспортировку растворителя из межтрубного пространства сверху вниз в полость электроцентробежного насоса через его приемные отверстия, причем для полного удаления АСПО необходимо данную процедуру подачи растворителя в насос повторить несколько раз. Обеспечивается рациональное использование органического растворителя. 1 ил.
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Способ реализуется на скважинах, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН) и частотным преобразователем электрического тока погружного электродвигателя. С помощью двух датчиков давления, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, во внутрискважинной зоне от глубинного насоса до продуктивного нефтяного пласта организуется измерение давления при различных режимах эксплуатации ЭЦН. Датчики давления соединены с линией электропитания с функцией обратной связи со станцией управления скважиной. На первом этапе с помощью частотного преобразователя тока обеспечивается в зоне датчиков давление выше Рнас, об этом можно судить по стабилизации разницы давлений между двумя датчиками. На втором этапе измерений значительно повышают производительность ЭЦН выше притока жидкости из пласта, в результате давление между датчиками снижается ниже давления насыщения нефти газом, из нефти выделяются первые пузырьки газа, его плотность заметно понижается. Величину давления насыщения нефти газом определяют по графику зависимости разницы давлений между датчиками от среднего значения их показаний при значительном изменении производительности ЭЦН в сторону снижения или, наоборот, повышения. 2 ил.
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции и нагнетательных и добывающих скважин. Многофункциональная скважина для добычи высоковязкой нефти содержит обсадную колонну с горизонтальным стволом, колонну лифтовых труб с глубинным насосом, расположенным до горизонтального ствола скважины, и колонну для закачки вытесняющего теплового агента с теплоизоляцией. При этом колонна для закачки вытесняющего теплового агента теплоизолирована в двух интервалах по своей длине: от устья скважины до уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины (МП) и от верхней границы расположения глубинного насоса до горизонтального ствола скважины. При этом колонна лифтовых труб теплоизолирована в интервале от устья скважины до уровня жидкости в МП. Техническим результатом является повышение эффективности сохранения температуры пластовой нефти выше, чем температура насыщения нефти парафином, снижение энергопотребления насоса. 1 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к способам определения давления насыщения нефти газом Рнас во внутрискважинной зоне. Техническим результатом является создание способа определения давления насыщения нефти газом без предварительной оценки давления на устье скважины в МП и уровня жидкости. Способ, состоящий в последовательном понижении давления в газожидкостном составе скважины и анализе характера изменения разности давления между двумя точками скважины. При этом в колонну лифтовых труб действующей скважины спускают до глубинного насоса на геофизическом кабеле с обратной связью два глубинных малогабаритных манометра (датчика давления), расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга, после стабилизации режима эксплуатации системы «пласт-скважина-насос» манометры поднимают с малой вертикальной скоростью и по началу снижения графика зависимости разницы давлений в зоне двух манометров (датчиков) от среднего их значения находят искомую величину - Рнас.. 2 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяного и газонефтяного пласта трещино-кавернозно-порового типа с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - обеспечение дополнительной добычи нефти и более высокой конечной нефтеотдачи пласта. При разработке нефтенасыщенного карбонатного пласта трещино-кавернозно-порового типа цикл закачки газа в пласт производят под давлением выше давления насыщения нефти газом до насыщения нефти газом в кавернах и тупиковых порах за счет фильтрационных и диффузионных процессов. Цикл добычи нефти и газа из скважин ведут при снижении давления в пласте ниже давления насыщения нефти газом на 10-15% до интенсивного выделения газа на межфазной поверхности карбонатной породы и нефти. В течение цикла закачки газа в пласт добывающие скважины не эксплуатируют, отбор нефти и газа не производят. В течение цикла отбора нефти и газа из добывающих скважин нагнетательные скважины простаивают, закачку газа не ведут.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений, периодически перемешивая растворитель. В колонне лифтовых труб организуют спуско-подъемные операции глубинного малогабаритного манометра на геофизическом кабеле с обратной связью в два этапа. На первом этапе манометр несколько раз спускают до глубинного насоса и поднимают до устья скважины с тем, чтобы по зависимости статического давления в колонне лифтовых труб от вертикальной глубины манометра определить зоны с отложениями по росту градиента давления. На втором этапе спуско-подъемные операции производят в этих зонах с целью перемешивания растворителя с частичками АСПО. Повышается эффективность удаления отложений за счет рационального использования органического растворителя и сокращения времени удаления отложений. 2 ил.
СПОСОБ ОЦЕНКИ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ НЕФТИ // 2674351
Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной продукции, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является создание способа оценки обводненности скважинной нефти, пригодного для любого скважинного состава по нефти, попутной воде и газу. Технология измерения основана на измерении разности давления в вертикально ориентированном сосуде, содержащем скважинную продукцию в виде пластовой нефти, попутной воды и нефтяного газа. Давление измеряется стационарными датчиками в двух точках скважины - внутри колонны насосно-компрессорной трубы (НКТ), ближайшей к выкиду электроцентробежного насоса. Датчики давления расположены на известном по вертикали расстоянии, а диаметр НКТ выбирается максимально большим с тем, чтобы потери давления на трения были минимальны. Обводненность скважинной продукции определяется по математической формуле, в которой плотность нефти и воды закладываются в станцию управления как известные величины при измеренных значениях давления и температуры, поэтому рядом с датчиками давления в НКТ дополнительно располагают и датчики температуры. 1 ил.
Изобретение относится к технологии снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу, повышение безопасности работ, проводимых на скважинах. По способу накопившийся нефтяной газ в межтрубном пространстве за время эксплуатации скважины полностью переводят в систему нефтесбора путем его вытеснения высокоминерализованной водой. Для этого предварительно выше глубинного насоса устанавливают два клапана: обратный - ближе к насосу и перепускной типа КОТ-93. В колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с устья скважины с помощью передвижного насосного агрегата или ближайшей нагнетательной скважины системы поддержания пластового давления закачивают высокоминерализованную воду. При превышении давления выше определенной величины перепускной клапан открывают. Высокоминерализованной водой заполняют межтрубное пространство и вытесняют при этом нефтяной газ в систему нефтесбора. Процесс закачки воды ведут до тех пор, пока из пробоотборника на патрубке, соединяющем межтрубное пространство на устье скважины с системой нефтесбора, не появится высокоминерализованная вода. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения, например асфальтосмолопарафиновые отложения. При осуществлении способа предварительно снижают уровень жидкости в скважине до допустимо возможной глубины и повышают производительности электроцентробежного насоса (ЭЦН) на период движения растворителя по межтрубному пространству. В момент попадания растворителя на рабочие колеса ЭЦН производительность насоса снижается с тем, чтобы увеличилась продолжительность контактирования реагента с отложениями в насосе и лифтовых трубах. Контролирование процесса ведется с помощью постоянного или периодического слежения за динамическим уровнем жидкости в скважине. Повышается эффективность промывки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) органическим растворителем путем доставки реагента по межтрубному пространству скважины за короткий период времени. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение предназначено для определения в скважинных условиях содержания свободного газа в потоке скважинной продукции на приеме глубинного насоса. Техническим результатом является обеспечение защиты ЭЦН и его работы в оптимальном режиме в системе «пласт-скважина-насос». Способ заключается в измерении объема свободного газа в газожидкостном объеме скважинной продукции. При этом под погружным электродвигателем глубинного электроцентробежного насоса внутри обсадной колонны устанавливают два датчика давления на фиксированном расстоянии друг от друга по вертикали, которые с заданной периодичностью передают информацию по давлению на контроллер станции управления работы скважины, находящийся на поверхности земли, а содержание свободного газа определяют по математической формуле. 1 ил., 1 табл.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УЧАСТКА НЕФТЯНОГО ПЛАСТА // 2667181
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с глубоким залеганием продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеизвлечения. Способ включает разработку участка нефтяного пласта прямоугольной формы двумя скважинами, расположенными по верхушкам диагонали участка. Скважины имеют по два горизонтальных ствола, расположенных по краям участка пласта. Каждый из 4-х горизонтальных стволов расположен на одной плоскости пласта, перпендикулярен второму стволу одной скважины и параллелен одному из стволов второй скважины. На первом этапе закачивают вытесняющий агент в первый горизонтальный ствол (ГС) первой скважины. Отбирают нефть из параллельного ему ствола второй скважины. На втором этапе движение закачиваемого агента в пласте меняют на 90° путем закачки агента (воды) в другой ГС первой скважины. Отбирают нефть из второго горизонтального ствола второй скважины. На завершающем этапе разработки закачивают вытесняющий агент в один или два, или три ГС. Отбирают остаточную нефть через один или два или три горизонтальных ствола. Длительность этапов определяют исходя из обводненности добываемой пластовой продукции, накопленной добычи нефти по каждому из горизонтальных стволов, степени выработанности участка пласта или других геолого-технических критериев разработки нефтяного пласта. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к технологиям снижения выбросов попутного нефтяного газа из нефтедобывающих скважин. Технический результат - исключение попадания попутного нефтяного газа в атмосферу. По способу попутный нефтяной газ из нефтедобывающих скважин куста эксплуатационных скважин собирают в горизонтальную емкость объемом 20-200 м3 до повышения давления до предельно допустимой величины, превышающей давление в системе нефтесбора. Транспортировку газа в систему нефтесбора осуществляют путем подачи в емкость воды системы поддержания пластового давления под давлением, превышающим давление в системе нефтесбора. Дальнейшее освобождение емкости от воды осуществляют с помощью передвижного насосного агрегата путем отбора воды из емкости и ее закачки в ближайшую нагнетательную скважину куста. При этом емкость соединяют с системой нефтесбора через выкидную линию - ВЛ той нефтедобывающей скважины куста, где имеется наиболее низкое давление ВЛ среди прочих скважин куста. 1 ил.
Изобретение относится к способам дистанционного мониторинга нефтяного пятна, образовавшегося подо льдом при аварийной утечке нефти из подводного нефтепровода. Сущность: в место (3) утечки нефти из подводного нефтепровода (2) подают магнитный материал в мелкодисперсном состоянии. Вместе с нефтью магнитный материал растекается подо льдом (7), образуя пятно (6) определенной толщины и размеров. О границах распространения нефтяного пятна судят по напряженности магнитного поля, измеряемой магнитометрами над поверхностью льда. При невозможности определения местоположения места утечки нефти из подводного нефтепровода (2) мелкодисперсный магнитный материал подают непосредственно в скважину (1) или в подводный нефтепровод (2) до места утечки (3). Технический результат: определение местоположения и размеров нефтяного пятна подо льдом. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, в лифтовых трубах которых образуются различного рода отложения. При осуществлении способа в колонну лифтовых труб скважины закачивают растворитель и ожидают определенное время для растворения отложений. Предварительно нижнюю часть колонны НКТ над глубинным электроцентробежным насосом (ЭЦН) снабжают обратным клапаном, перепускным клапаном в межтрубное пространство и датчиком давления. Второй датчик давления устанавливают также внутри колонны НКТ на устье скважины. Данные по давлению с обоих датчиков выводят по линии электропитания ЭЦН на станцию управления скважиной. Растворитель закачивают с устья скважины в колонну НКТ с понижающейся во времени объемной скоростью и одновременно наблюдают по датчикам давления за изменением давления в нижней и верхней точках колонны НКТ. О заполнении колонны лифтовых труб растворителем судят по моменту стабилизации гидростатической составляющей давления столба жидкости в зоне нижнего датчика. Степень удаления отложений путем их растворения оценивают по росту плотности растворителя и гидростатической составляющей давления в зоне нижнего датчика до максимального значения при поддержке уровня растворителя на отметке устья скважины или выше. Оценку первой и второй стабилизации гидростатического давления столба растворителя в колонне НКТ производят при отсутствии движения растворителя и скважинной продукции по колонне НКТ, то есть в статическом положении флюидов. Циклическую закачку растворителя в колонну НКТ производят до полного удаления отложений из колонны труб. Повышается эффективность удаления отложений за счет обеспечения возможности контроля за процессом и рационального использования реагентов. 2 ил.
Изобретение относится к области эксплуатации пробоотборных устройств для оценки степени загрязнения нефтепродуктами природных водоемов. Устройство состоит из двух частей: отсекателя с положительной плавучестью со съемной пробкой в головной части и делительной воронки значительного объема. Положительная плавучесть отсекателя обеспечивается поплавком по окружности отсекателя, который в разрезе имеет лепестковую форму. Пробка отсекателя содержит завихритель в виде винта Архимеда для организации движения растворителя сверху вниз по спирали и повышения степени отмыва нефти с внутренней стороны отсекателя. Перевод смеси растворителя с отсеченной нефтью в делительную воронку производится путем создания вакуума в делительной воронке с помощью аспиратора АМ-5. Изобретение обеспечивает повышение точности определения толщины слоя нефти над водой за счет двухстадийной подачи растворителя в слой нефти над водой и герметичного перевода их смеси в делительную воронку. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к технике измерения обводненности скважинной нефти, то есть оценки доли нефти и воды в добываемой пластовой жидкости. Техническим результатом является отсечение пробы в трубке. Устройство включает вертикальную тонкостенную отсекающую трубку и узел герметизации нижнего отверстия трубки в соответствующем приемном гнезде днища емкости для сбора скважинной продукции. При этом нижняя часть отсекающей трубки снабжена со своей внешней стороны ободком, кромка которого по периметру имеет закругленный профиль, приемное отверстие в днище емкости соответствует внешнему диаметру трубки, днище емкости снабжено вокруг отверстия герметизирующим кольцом из маслостойкой резины, по периметру резинового кольца на высоту, превышающую высоту налива жидкости в емкость, расположены направляющие стержни для удобного и вертикального спуска отсекающей трубки сквозь набранную в емкость жидкость, причем в верхней части направляющих стержней расположена внутренняя резьба с крупным шагом, а в верхней части отсекающей трубки расположена ответная внешняя резьба с аналогичным шагом для осуществления соединения трубки и днища емкости и прижатия закругленной кромки ободка трубки к резиновому кольцу, верхняя часть трубка также снабжена поворотным штурвалом для вращения трубки вокруг своей оси. 2 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2646902
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры. Технический результат - организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, исключение возможности образования застойных зон в объеме всей залежи с одновременным уменьшением количества скважин и расстояния между участками закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, по длине полосообразного элемента ПЭ нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления. Причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента. Разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу. 1 ил.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2646151
Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов. Технический результат - обеспечение воздействия на нефть как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях, достижение более полной выработки пласта. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента, например пара, через вышележащий горизонтальный ствол многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из нижележащего также горизонтального ствола скважины, расположенного параллельно верхнему стволу, по длине полосообразного элемента нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины с двумя горизонтальными стволами последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта расстояния по горизонтали между стволами по закачке вытесняющего агента и отбору нефти были одинаковыми. Причем стволы по закачке вытесняющего агента должны располагаться со смещением на половину расстояния между стволами относительно нижележащих стволов по отбору нефти, благодаря чему вертикальная проекция каждого ствола по закачке вытесняющего агента на плоскость со стволами по отбору нефти окажется на равном расстоянии от стволов по отбору нефти. 2 ил.
