Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах



Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах
Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах
Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах

 


Владельцы патента RU 2480581:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод. Обеспечивает повышение точности закачки водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах без их глушения. Сущность изобретения: способ предусматривает изоляцию притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра. Согласно изобретению по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте, последовательно, без глушения скважины, производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда. Создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод. Извлекают гибкую трубу. Затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями. Герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость для оттеснения пластовой воды. Заполняют эту зону тампонирующей смесью. После этого гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки, приподнимают ее над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий и извлекают из скважины. После демонтажа устьевого герметизатора скважину запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод.

Известен способ изоляции пластовых вод в горизонтальных скважинах с открытым забоем, заключающийся в закачке в обводненный интервал водоизолирующей композиции с последующей установкой металлического перекрывателя (патент РФ №2114990, кл. 6 E21B 43/32, 33/13, 1996).

Недостатком указанного способа является необходимость глушения скважины и большая трудоемкость работ по установке металлического перекрывателя.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, оборудованных хвостовиком-фильтром с закачкой водоизолирующей композиции с помощью безмуфтовой длинномерной трубы (патент РФ №2235873, кл. 6 E21B 43/32, 33/13, 2004).

Недостатком данного способа является недостаточная точность в закачке водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод, так как при продавке в пласт интервал поглощения будет находиться в наиболее проницаемой части ствола, а также необходимость глушения скважины, что ухудшает последующие эксплуатационные характеристики необводненной части пласта.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах с хвостовиком-фильтром без ухудшения эксплуатационных характеристик необводненной части пласта.

Технический результат предлагаемого изобретения - повышение точности закачки водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах без их глушения.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра, заключается в том, что, по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте, последовательно, без глушения скважины, производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда, создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод, извлекают гибкую трубу, затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями, герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции, и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость, например раствор полимера или углеводородную жидкость, или гидрофобную эмульсию, для оттеснения пластовой воды, заполняют эту зону тампонирующей смесью, например цементным раствором или быстросхватывающейся смесью, после чего гибкую трубу отсоединяют и приподнимают над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий в пакер-пробке, и извлекают из скважины, которую затем, после демонтажа устьевого герметизатора, запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки.

На фиг.1 приведена предлагаемая конструкция пологой скважины. На фиг.2 показан спуск в интервал притока пластовых вод перфорационного заряда и создание отверстий. На фиг.3 показана установка над зоной притока пластовых вод пакер-пробки.

Скважина 1 оснащена хвостовиком-фильтром 2, установленным в продуктивном пласте, имеющем глинистые прослои или прослои с низкой проницаемостью. Хвостовик-фильтр 2 соединен с лифтовой колонной 3, диаметр которой для спуска пакер-пробки должен быть больше или равен диаметру хвостовика. Хвостовик 2 разделен на участки, содержащие сплошные секции 4 и фильтровые секции 5, оснащенные щелевым или сетчатым фильтроэлементом. На каждом участке сплошных секций 4 установлены пакеры 6. Пакеры 6 устанавливают в глинистых прослоях пласта или в прослоях пласта с низкой проницаемостью.

Способ реализуют следующим образом.

По мере эксплуатации скважины 1 поднимается уровень подстилающей пластовой воды и, когда он достигает нижней фильтровой секции, вода поступает в хвостовик 2, и скважина начинает работать с водой. Для проведения водоизоляционных работ скважину останавливают закрытием задвижек эксплуатационного оборудования 7. В верхней части эксплуатационного оборудования устанавливают герметизатор (превентор) 8, через который на гибкой трубе 9 сквозь лифтовую колонну 3 спускают перфорационный заряд 10, в интервале притока пластовых вод создают отверстия 11 диаметром, достаточным для закачки технологической жидкости и тампонирующей смеси. После этого гибкую трубу поднимают на поверхность, оснащают пакер-пробкой 12, например пакер-пробкой заливочной с циркуляционными отверстиями и технологическим инструментом в виде установочной компоновки, выполненной с возможностью закрытия циркуляционных отверстий после завершения операции (например, по типу решения, изложенного в RU 94628 U1, 27.05.2010).

Пакер-пробку спускают в скважину и располагают выше перфорационных отверстий 11 на участке сплошной секции 4. В гибкую трубу закачивают технологическую жидкость, например полимерный раствор на основе полиакриламида, созданием давления в гибкой трубе с помощью исполнительного механизма гидравлической установочной компоновки распакеровывают пакер-пробку 12, затем повышают давление в гибкой трубе, открывают канал в установочной компоновке в подпакерную зону и закачивают полимерный раствор на поглощение под пакер-пробку 12 через циркуляционные отверстия 11 в зону притока пластовых вод для оттеснения воды, а затем закачивают тампонажную смесь, например цементный раствор на основе мелкодисперсного тампонажного цемента. После закачки и продавки цементного раствора под пакер-пробку 12 гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки для закрытия циркуляционных отверстий в пакер-пробке 12 и извлекают из скважины.

После демонтажа устьевого герметизатора (превентора) 8 скважину запускают в работу с эксплуатацией пласта, расположенного выше пакер-пробки 12. При дальнейшей эксплуатации скважины и подъеме уровня воды до следующей фильтровой секции операции по изоляции притока пластовых вод повторяют. Тем самым создают надежный экран для продвижения подошвенной воды из зоны водопритока как за хвостовиком, так и внутри него, в точно установленное место без глушения скважины.

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра, заключающийся в том, что по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте последовательно без глушения скважины производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда, создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод, извлекают гибкую трубу, затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями, герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость для оттеснения пластовой воды, заполняют эту зону тампонирующей смесью, после чего гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки, приподнимают ее над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий и извлекают из скважины, которую затем, после демонтажа устьевого герметизатора, запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной простаивающей газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале в условиях аномально низкого пластового давления и незначительной газоносной толщины оставшейся части продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с горизонтальным или субгоризонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых сложены из водо- и нефтенасыщенных зон, разделенных непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенными непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщеннной зоны пласта, освоение скважины. При размещении водонасыщеной зоны ниже нефтенасыщеной зоны пласта при толщине непроницаемого естественного пропластка от 0,5 до 4 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер, вырезают часть обсадной колонны от глухого пакера до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в интервале вырезанной части, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. В качестве этого состава применяют микроцемент с получением изолирующего моста. После ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста и глухого пакера с оставлением экрана напротив непроницаемого естественного пропластка и нефтенасыщенной зоны пласта с диаметром, равным внутреннему диаметру обсадной колонны, отсекают водонасыщенную зону пласта посадкой в обсадной колонне ниже вырезанной части стационарного пакера с перфорированным хвостовиком с упором на забой снизу и узлом герметизации сверху. После этого производят крепление вырезанного участка обсадной колонны в скважине путем спуска дополнительной колонны с установкой ее напротив вырезанного участка обсадной колонны и герметичной фиксацией верхнего и нижнего концов дополнительной колонны в обсадной колонне выше и ниже вырезанного участка в скважине. При введении в разработку нефтенасыщенной зоны пласта производят сверлящую перфорацию дополнительной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта. В процессе разработки обводненнного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта и возможности одновременно раздельной их разработки. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщенной зоны пласта, освоение скважины. При расположении непроницаемого естественного пропластка ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 8 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны пласта. Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка на 1,0-1,5 м, а в интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка выполняют отверстия по периметру обсадной колонны. Спускают колонну заливочных труб в скважину с проходным разбуриваемым пакером, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка в интервале между вырезанной частью и отверстиями в обсадной колонне, вызывают циркуляцию пресной воды на устье скважины по колонне заливочных труб под пакер по заколонному и межтрубному пространствам на устье скважины закачкой пресной воды. При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку глинокислотной композицией непроницаемого естественного пропластка. При появлении циркуляции закачку пресной воды прекращают, затем по колонне заливочных труб закачивают и продавливают в заколонное пространство в интервал непроницаемого естественного пропластка изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве обсадной колонны до подошвы нефтенасыщенной зоны пласта. После этого приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны пласта и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства обсадной колонны. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной и глухой пакеры, изолирующий мост, устраняют временную кольматацию пласта и запускают скважину в эксплуатацию. 2 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м вырезают часть обсадной колонны от подошвы непроницаемого естественного пропластка до кровли нефтенасыщенной зоны пласта и расширяют ствол скважины в этом интервале. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы с зубьями и отверстиями, хвостовика и стыковочного узла. При этом хвостовик выполняют в виде труб диаметром, меньшим диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан. Длину хвостовика выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны пласта плюс два метра. Собранную компоновку посредством левого переводника соединяют с заливочной колонной труб и спускают в обсадную колонну скважины до упора зубьев фрезы в забой. Зубья фрезы направляют в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб при отсоединении заливочной колонны труб от хвостовика. Производят вращение заливочной колонны труб с устья скважины по часовой стрелке на 8-10 оборотов и производят отсоединение заливочной колонны труб от хвостовика. Приподнимают заливочную колонну труб на 1,5 м, закачивают изолирующий состав в заливочную колонну труб и продавливают его продавочной жидкостью в межтрубное пространство, доводят его до головы хвостовика, извлекают заливочную колонну труб с левым переводником и стыковочным узлом из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана из внутреннего пространства хвостовика и удаление излишков микроцемента из хвостовика. Затем скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта или как нагнетательную для закачки жидкости в водонасыщенную зону пласта. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта. Расширяют ствол скважины в этом интервале. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя. Хвостовик выполняют в виде труб с наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр. Длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка. Собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой. Приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика. Извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой. 6 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа. Объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по аналитическому выражению. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин, и обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и продавку раствора полимера и остановку скважины на период структурообразования полимера. Согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков. При этом вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта. Затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов. По первому варианту система регулирования сопротивления потоку включает циклонное устройство, через которое протекает многокомпонентный флюид, имеющее вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами. Сопротивление потоку многокомпонентного флюида, протекающему через циклонное устройство, зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на входе циклонного устройства. По второму варианту система регулирования сопротивления потоку включает первое циклонное устройство, имеющее выход; и второе циклонное устройство, принимающее многокомпонентный флюид с выхода первого циклонного устройства через вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами, причем сопротивление потоку многокомпонентного флюида через второе циклонное устройство зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на выходе первого циклонного устройства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх