Способ разработки залежи углеводородного сырья



Способ разработки залежи углеводородного сырья
Способ разработки залежи углеводородного сырья

 


Владельцы патента RU 2490437:

Лобусев Александр Вячеславович (RU)

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, закачка воды в которые невозможна. Сущность изобретения: в способе после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах. После этого при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения. Закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме. При этом давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

 

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов и направлено на повышение эффективности разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, закачка воды в которые невозможна.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в процессе разработки определяют скорость обводнения добываемой продукции, а на поздней стадии разработки нефтяных залежей в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции при эксплуатации скважин поэтапно переводят под нагнетание в первую очередь обводнившиеся. добывающие скважины первой группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 15-20%, или проводят их ликвидацию, затем переводят скважины второй группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 5-15% с предварительной закачкой оторочки загущенного вытесняющего агента, затем переводят скважины третьей группы, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин и застойным зонам нефти, обводненность продукции которых за год увеличивается на 1-5% (RU 2381354).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке месторождений с повышенным содержанием глинистых фракций, что обусловлено реакцией, протекающей между глинистыми породами и водой, в результате которой глина, содержащаяся в породе, «разбухает», что приводит к полной потере фильтрационной способности.

Также известен способ разработки залежи углеводородного сырья путем поддержания пластового давления закачкой попутного газа через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ и/или пластовую воду, расположенный ниже продуктивного пласта (RU 2416023).

Указанный способ предусматривает поддержание начального давления закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте, регистрацию изменения объемов и давления закачиваемого попутного газа, причем после стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт, создают в продуктивном пласте давление, превышающее его начальное значение, и при отсутствии влияния закачки попутного газа на продуктивный пласт закачивают попутный газ в дополнительные приемные пласты.

Известный способ позволяет повысить эффективность процесса поддержания аномально высокого пластового давления и, как следствие, увеличить степень нефтеизвлечения.

Однако данный способ не обеспечивает протекание режима «поршневого» вытеснения нефти, так как газ в силу своей высокой подвижности опережает фронт вытесняемого флюида, достигая тем самым эффекта смешивания, но, не достигая эффекта вытеснения.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяных залежей, относящиеся к группе методов смешивающегося вытеснения, предусматривающие использование в качестве вытесняющего агента сжиженного нефтяного газа (М.М. Иванова и др., Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа, «Недра», 1985, с.202-203).

Недостатком известного способа является его малая эффективность и ограниченные возможности применения. Способ эффективен только при определенных компонентных и фазовых составах нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Применение рассматриваемого способа целесообразно для залежей с большими глубинами залегания пластов, при вязкости нефти менее 5 мПас и при толщине пластов до 10-15 м.

Недостатком всех известных способов смешивающегося вытеснения является воздействие на пласт только за счет поддержания пластового давления и влияния на вязкость нефти.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождений углеводородов, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, обеспечивающего повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличение нефтеотдачи глинисто-сланцевых и песчано-глинистых пластов за счет реализации режима газо-жидкостного смешивающе-поршневого вытеснения импульсным воздействием на пласт и, как следствие, вовлечение в разработку дополнительных объемов условно связанной нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи углеводородного сырья после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.

А также тем, что давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена принципиальная схема реализации способа, на фиг.2 приведена диаграмма изменения пластового давления во времени.

На фиг 1. отображено размещение нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.

Сущность предлагаемого способа заключается в импульсной циклической закачке в продуктивный (целевой) пласт газа, попеременно, в жидкой и газообразной фазах.

В период разработки залежи без поддержания пластового давления после падения его значения до начального значения или ниже в первой фазе цикла в продуктивный пласт закачивают под давлением газ в газообразном состоянии до стабилизации дебитов нефти в соседних добывающих скважинах. При понижении дебитов в пласт начинают закачивать сжиженный газ для обеспечения режима поршневого вытеснения до достижения дебитов добывающих скважин планируемого уровня, после чего вновь закачивают газ в газообразной фазе.

При закачке в нагнетательные скважины 1 сжиженного газа под давлением, значительно превышающим пластовое (от 2 до 2.5 раз), в ближней зоне нагнетательных скважин происходит поршневое вытеснение закаченным газом пластового флюида (фиг.1). При дальнейшем продвижении закаченного газа по пласту в сторону добывающей скважины сжиженный газ переходит в газообразное состояние и с этого радиуса начинается смешивающееся вытеснение, закаченный попутный газ растворяется в нефти, улучшая тем самым ее реологические свойства (подвижность) и поддерживая пластовое давление. Далее продолжают закачивать технический газ в газообразном состоянии под давлением, превышающим пластовое в 1.2-2,0 раза. Когда давление в пласте за счет интенсивных отборов нефти снижается до нормального пластового, цикл начинают заново, закачивая сжиженный газ.

После закачки газа в жидком состоянии на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, которое зависит от термобарических условий пласта, происходит фазовый переход закачиваемого жидкого газа в газообразное состояние. Таким образом, в этой зоне будет происходить переход от поршневого вытеснения пластового флюида к смешивающемуся вытеснению, обусловленному растворением нагнетаемого газа в пластовой нефти. Радиус поршневого вытеснения будет постепенно увеличиваться в соответствии с объемами нагнетаемого газа и длительностью воздействия.

При фазовом переходе объем нагнетаемого флюида увеличивается от нескольких раз до нескольких сот раз, тем самым выделяется дополнительная энергия, воздействующая на нефть для ее вытеснения, а также улучшаются реологические свойства (текучесть) нефти.

Состав закачиваемого газа не имеет решающего значения, однако наиболее эффективным будет нагнетание сжиженного попутного нефтяного газа или сжиженного атмосферного воздуха.

В добывающей скважине целесообразно проводить замеры пластового давления и регулировать темпы отбора пластовой нефти с тем, чтобы давление успевало восстанавливаться. Закачка сжиженного газа должна полностью компенсировать падение давления за счет добычи нефти через эксплуатационную скважину.

Поршневой эффект дополняется разжижением пластовой нефти, что приводит к увеличению дебитов на добывающей скважине. В течение времени, зона, в которой нагнетаемый газ находится в жидком состоянии, увеличивает свой радиус за счет повышения пластового давления и уменьшения пластовой температуры. Поршневой эффект вытеснения нефти нагнетаемым флюидом в течение времени разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию и, например, в условиях баженовской свиты может составлять от 25 до 500 метров.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает:

- поддержание пластового давления на необходимом для эффективной разработки уровне;

- поршневое вытеснение пластовой нефти закачиваемым сжиженным газом;

- при фазовом переходе сжиженного газа в газообразное состояние он растворяется в пластовой нефти, тем самым увеличивая ее подвижность.

- при фазовом переходе за счет увеличения объема газа в поровой среде возникает дополнительное давление.

Применение данного способа позволит избежать проблем, связанных с разбуханием глины из-за реакции с водой, увеличит коэффициент извлечения нефти за счет поршневого вытеснения нефти сжиженным газом, обеспечит поддержание пластового давления на необходимом уровне и улучшит реологические свойства (увеличить подвижность) насыщающей пласт нефти в режиме смешивающегося вытеснения.

Данный способ также полностью исключает обводнение добываемой жидкости.

Ниже приведен конкретный пример реализации способа на примере организации воздействия на пласт на Средне-Назымском нефтяном месторождении. Целевым пластом при проведении опытных работ были выбраны отложения нижнетутлеймской подсвиты (аналог баженовской свиты), характеризующиеся следующими параметрами: общая мощность составляет 21 м, начальное пластовое давление 3,39*104 МПа, пластовая температура 115°С, интегральный коэффициент открытой пористости был принят 7%, а коэффициент проницаемости изменяется в пределах 0,1-10*10-15 м2. Отложения представлены коричневато-черными аргиллитами а также глинистыми и глинисто-кремнистыми известняками, прослоями битуминозных глинистых сланцев и обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Эти параметры целевого пласта позволяют отнести связанные с ним запасы нефти к категории трудно извлекаемых. Опытные работы проводились на двух скважинах №219 и №3000, расположенных на расстоянии 250 м. Скважина №219 использовалась как нагнетательная, а №3000 как эксплуатационная. После начала эксплуатации скважины №3000 давление в ней снизилось до 2,6 МПа, а в скв. №219 - снизилось до 2,8 МПа. Средний дебит в начальный период добычи составил 35 т/с, затем снизился до 4 т/с. На I фазе поддержания пластового давления после воздействия на пласт через нагнетательную скв. №219, путем закачки газа в газообразном состоянии под давлением 5,0 МПа, давление в скважине №3000 выросло до 3,2 МПа, а устойчивый дебит возрос до 17 т/с. После прекращения закачки газа в газообразной фазе давление в пласте по замерам в скважине №219 опять снизилось до пластового начального, а дебит в добывающей скв. №3000 снизился до 7 т/с.Длительность первой фазы составила 51 сутки. II фазой воздействия на пласт стала закачка газа в жидкой фазе под давлением 6,9 МПа, в результате чего давление в эксплуатационной скважине №3000 повысилось до 3,2 МПа, а дебит увеличился до 23 т/с. Длительность второй фазы составила 78 суток. Радиус поршневого вытеснения составил по расчетам около 100 метров.

Таким образом, предложенный способ показал свою эффективность при разработке трудноизвлекаемых нефти, связанных с залежами, приуроченными к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

1. Способ разработки залежи углеводородного сырья, заключающийся в том, что после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза.



 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при водонапорном режиме, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения приемистости при обработках призабойной зоны пласта и освоении скважин комплексными методами воздействия с использованием специального гидродинамического оборудования.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающий скважины с высоковязкой нефтью. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, находящихся на любой стадии разработки. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам создания депрессии на пласт с помощью закачиваемых в скважину систем раздельных фаз.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство содержит полый корпус в виде цилиндрической камеры с днищем и входным отверстием для нагнетания в него через фильтр-разделитель рабочей жидкости, размещенные в корпусе механизм приведения рабочей жидкости во вращательное движение, кольцевой конфузор, кольцевую вихревую камеру и расположенный на наружной поверхности корпуса кольцевой диффузор, а также многоканальный струйный аппарат в виде двух соосно жестко связанных с корпусом кольцевых элементов с расположенными по окружности между их контактирующими торцовыми поверхностями преимущественно дуговыми выбросными каналами с критическим сечением выходных отверстий для сообщения кольцевой вихревой камеры с кольцевым диффузором. Согласно изобретению многоканальный струйный аппарат установлен между фланцами, которые выполнены, по меньшей мере, с тремя сквозными отверстиями, сообщенными с ложементами. Такое выполнение обеспечивает возможность изъятия кольцевых элементов по мере износа. Механизм приведения жидкости во вращательное движение выполнен с винтовыми лопастями, имеющими шаг навивки, уменьшающийся в сторону днища. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины. Обеспечивает улучшение эксплуатационных характеристик устройства за счет повышения удельной теплоты сгорания, удельного газообразования, снижения шлакообразования относительно массы устройства, а также упрощения изготовления устройства. Сущность изобретения: устройство включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере последовательно размещены цилиндрической формы малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры и газогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал приемной камеры устройства сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-87, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук марки СКН-26 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 1-10. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства. Сущность изобретения: способ включает изоляцию пласта пакером, закачку в призабойную зону пласта химреагентов, ожидание реакции, барообработку пласта в процессе ожидания реакции в импульсном режиме путем создания циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости, откачку продуктов реакции после реагирования и освоение скважины. Согласно изобретению в процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии. Нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин. При снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с. Причем амплитуды импульсов давления не превышают допустимое давление на пласт. Длительность импульса репрессии, при отсутствии приемистости, ограничивают до достижения предельно допустимого давления, а при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне. Длительность импульса депрессии при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, а при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Обеспечивает повышение степени интенсификации нефтегазопритока за счет очистки перфорационных каналов и управляемой депрессии. Сущность изобретений: для интенсификации работы скважин применяют многоэлементные депрессионные устройства, формирующие в интервале продуктивного пласта депрессионные зоны протяженностью до 100 метров и более с величиной депрессии в пределах 0,1-0,9 гидростатического давления, с продолжительностью депрессии 0,3-3,5 секунды и более при коэффициенте воздействия на пласт до 4,5 и более, создавая депрессионно-гидрогазодинамическое воздействие в управляемом и контролируемом режиме для раскрытия существующих и создания новых трещин. При этом обеспечивают вовлечение в разработку тупиковых - застойных нефтенасыщенных участков с извлечением кольматанта и образцов горной породы из прискважинной зоны продуктивных пластов, с выделением зон трещинообразования и привязкой их к геологическому разрезу. 8 н.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП. При этом на нагнетательных скважинах, размещенных напротив середины длины горизонтального ствола добывающих скважин, ГРП и запуск в работу осуществляют на этапе, когда все соседние скважины уже пущены в работу: ближайшие добывающие горизонтальные скважины в соседних рядах - в добычу, ближайшие нагнетательные скважины в ряду - в закачку, причем закачку жидкости на наклонно-направленных нагнетательных скважинах ведут при забойном давлении, превышающем давление разрыва пласта. 7 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт. Организует возможность прохождения глубинных приборов или безмуфтовой трубы через устьевое оборудование и длинную колонну труб. Исследования скважины проводят посредством глубинных геофизических приборов. Технологические операции проводят посредством безмуфтовой трубы. При проведении исследований скважины спускают глубинные приборы через устьевое оборудование и длинную колонну труб, закачку рабочего агента через длинную колонну поддерживают в рабочем режиме, а закачку через короткую колонну продолжают или останавливают. При проведении технологических операций спускают безмуфтовую трубу через устьевое оборудование и длинную колонну труб и останавливают закачку через длинную колонну труб. Технический результат заключается в возможности проведения геофизических исследований или технологических операций без подъема из скважины колонны труб. 1 ил.

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

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

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