Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2494236:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.

 

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

Известны промысловые нестационарные гидродинамические способы исследования пластов, в которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, с последующей математической обработкой полученных результатов исследования для расчета фильтрационных параметров пласта в призабойной зоне скважины. (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984, стр.84-85, 114-115, 127-129).

Недостатком известных нестационарных гидродинамических методов является то, что регистрация дебита и давления, для исключения влияния ствола скважины (влияния притока жидкости в скважину после ее остановки на устье) на результаты измерений, осуществляется на забое скважины с помощью глубинных измерительных приборов. Использование глубинных приборов увеличивает материальные затраты и трудоемкость проведения промысловых исследований. Кроме того, класс точности глубинных приборов существенно ниже по сравнению с устьевыми датчиками, что не позволяет проводить качественные промысловые замеры.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины, согласно которому проводят промысловые гидродинамические исследования скважин, при которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, при этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление измеряют одновременно в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве, получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними, проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны, по формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, а для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины (Патент РФ №2445455, опубл. 20.03.2012 - прототип).

Недостатком известного способа является невозможность определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков и необходимость ремонта нагнетательной скважины.

В предложенном изобретении решается задача определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Конечным выводом является необходимость ремонта нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками, выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт и варьированием расхода от 0 до максимально возможного, контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, при увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению, при положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.

Сущность изобретения

В настоящее время при проведении бесподходных геофизических исследований (без подъема колонны насосно-компрессорных труб) на герметичность эксплуатационной колонны и профиль приемистости нагнетательных скважин ввиду наложения различных негативных факторов (грязь в зумпфе, малый зумпф, человеческий фактор при подготовке скважины и самом исследовании) имеются случаи выдачи неоднозначного заключения, как то «возможная», «слабая» заколонная циркуляция или перетоки до глубины, где по разрезу не выделен коллектор, способный принимать закачиваемую воду. Уточнение и детализация аналогичных заключений требует подхода бригады подземного или капитального ремонта скважины для промывки скважины с последующим исследованием при поднятой колонне насосно-компрессорных труб. Встречаются случаи привлечения бригады капитального ремонта для изоляции заколонной циркуляции и неподтверждение в процессе ремонта данных о перетоках. Все это приводит к значительным непроизводительным финансовым затратам. В предложенном изобретении решается задача прямого уточнения производительности закачки в нагнетательные скважины с использованием средств автоматизации и уточнение необходимости проведения ремонта скважины. Задача решается следующим образом.

Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением с сохранением среднесуточного отбора жидкости. Ежесуточный дебит определяют расчетом по динамограмме контроллером, либо по счетчику количества жидкости. Режим эксплуатации с постоянным забойным давлением описывается функцией:

Q=f(Pпл; Кпрод) при Рзаб=const

тогда как режим эксплуатации с постоянным отбором описывается функцией

Рзаб=f(Рпл; Кпрод) при Q=const.

где Q - дебит добывающей скважины,

Pпл - пластовое давление,

Кпрод - коэффициент продуктивности скважины,

Рзаб - забойное давление в скважине.

Таким образом, контролируя ежесуточный дебит скважины, можно проследить изменение состояния пластовой энергии (Кпрод принимаем условно постоянной величиной в коротком временном интервале). На нагнетательной скважине с имеющимися данными о заколонной циркуляции или ее возможном наличии задают циклический режим эксплуатации с расходом агента закачки от 0 до максимально возможного. Продолжительность цикла зависит от коллекторских свойств эксплуатируемого объекта - чем более высокие значения фильтрационно-емкостных свойств, тем менее продолжительные достаточны циклы. В среднем периоды составляют от одной недели до нескольких месяцев и года. Ежесуточную закачку при циклическом режиме рекомендуется вести в объеме на уровне равном или более (предпочтительнее), чем до перевода в циклический режим. Задачей данного этапа является создание фильтрационных волн давления в результате смены роста пластового давления на его снижение. Даже при неизменном объеме суммарного поступления жидкости в пласт за отчетный период изменяется характер ее поступления в пласт, что приводит к разнонаправленному изменению величины пластового давления. Изменение количества поступающей жидкости в резервуар коллектора должно приводить к изменению пластовой энергии на величину, зависящую от объема жидкости и самого коллектора. Контроль ежесуточных значений времени работы и дебита добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления позволяет оценить изменения состояния пластовой энергии, обусловленные дискретным поступлением жидкости в исследуемую нагнетательную скважину. Из функциональной зависимости, описанной выше, следует, что при постоянном забойном давлении увеличение пластового давления будет приводить к увеличению дебита скважины, а соответственно и к увеличению времени работы скважины (т.к. при режиме заданного забойного давления - режиме откачки - скважина с штанговым глубинным насосом эксплуатируется не полные сутки), и, наоборот- при снижении пластового давления дебит скважины, а значит и время работы будут уменьшаться На основании данного анализа определяют производительность закачки и влияние на закачку заколонной циркуляции или перетоков, т.е., если дискретное поступление закачиваемого агента приводит к аналогичному циклическому изменению дебита скважины и времени работы штангового глубинного насоса в режиме откачки с заданным забойным давлением с отставанием по времени, необходимым для достижения волны давления забоя добывающей скважины. Для исключения наложения на результат посторонних факторов необходимо создать, как минимум, 2-х кратное подтверждение изменения времени работы и дебита на изменение режима закачки, т.е. провести 2 более цикла. При обработке результатов оценивается изменение отборов нефти из добывающей скважины, соответствующих минимальному объему закачки в нагнетательную скважину и максимальному. Решение о необходимости ремонта по ликвидации заколонной циркуляции принимается исходя из расчета экономической эффективности производимой закачки - если разность по дебиту нефти при минимальной и максимальной закачке обеспечивает затраты на закачку в нагнетательную скважину с необходимым индексом доходности (индивидуален для разных компаний), то ремонт не целесообразно проводить. Также необходимо помнить, что эффективность работ по ликвидации заколонных перетоков крайне низка и является крайней мерой.

Заявленный способ может быть реализован при следующих условиях:

1. Величина пластового давления в залежи - в пределах, предусмотренных проектом разработки, но не ниже давления насыщеня нефти газом;

2. Заданное забойное давление - оптимальное давление из условий необходимого отбора и создания градиента давления, обеспечивающего активную фильтрацию в межскважинном пространстве, (для горизонтов Девона - ниже пластового давления не менее чем на 2,5 МПа, для горизонтов Карбона - ниже пластового не менее чем на 1,0 МПа);

3. Вязкость нефти - до 200 мПа·с

4. Плотность попутно добываемой и нагнетаемой воды 1,00-1,18 г/см3;

5. Наличие расположенного ниже основного эксплуатационного объекта (может состоять из одного или нескольких пластов) принимающего пласта;

6. Коллектора эксплуатационного объекта - терригенные;

7. Пористость - 11% и более;

8. Проницаемость - более 30 мД;

9. Приемистость нагнетательных скважин при дискретной закачке -максимальная для данной скважины, ограничиваемая техническими возможностями;

10. Продолжительность циклов возмущения - от 10 суток до 6 месяцев;

11. Продолжительность исследований - от 1 месяца и более;

12. Наличие одной или более реагирующих добывающих скважин.

Выявляют нагнетательную скважину с неявно выраженной заколонной циркуляцией. Выявленную нагнетательную скважину запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин, определяют степень производительности закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1100 м, пластовая температура - 25°C, пластовое давление - 5,5 МПа, пористость 20%, проницаемость - 150 мД, нефтенасыщенность - 70%, вязкость нефти - 45 сст, плотность нефти - 900 кг/м3, коллектор - терригенный. Залежь разрабатывают заводнением. Отбирают пластовую продукцию через 4 добывающие скважины со средним дебитом 5 м3/сут, закачивают рабочий агент - пластовую воду через 2 нагнетательные скважины со средней приемистостью 30 м3/сут.

Добывающая скважина работает в режиме постоянного обора с дебитом 5 м3/сут и обводненностью 10%. Ближайшая нагнетательная скважина вводится из бурения с данными о заколоной циркуляции, работает в постоянном режиме с приемистостью 25 м3/сут. Переводят нагнетательную скважину в циклический режим эксплуатации от максимально возможного расхода 30 м3/сут до 0, т.е. с дискретным поступлением жидкости в пласт. Закачку проводят в течение 12 месяцев с максимальной возможной приемистостью - 30 м3/сут при давлении 9 МПа. Затем скважину останавливают (поступление жидкости в пласт - 0 м3/сут). Продолжительность второго периода - 7 месяцев

В начале работ переводят добывающую скважину в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, равным 3 МПа, при этом дебит устанавливают равным 5 м3/сут, а время работы скважины составляет 10 часов в сутки. В течение 12 месяцев следят за изменением времени работы скважины при постоянном забойном давлении. Через 12 месяцев произошло увеличение времени работы добывающей скважины с 10 часов в сутки до 21 часа в сутки, что свидетельствует об увеличении пластового давления (при условии неизменности Кпрод и Рзаб) в 21/10 раза. Далее, после остановки закачки, время работы добывающей скважины в режиме откачки с заданным забойным давлением снизилось за 2 месяца с достигнутых 21 часа в сутки до 13 часов в сутки (при дальнейшем простое нагнетательной скважины еще в течение 5 месяцев время работы далее не уменьшалось), что свидетельствует о снижении пластового давления в залежи на оценочную величину равную 21/13 раза. Для подтверждения того факта, что рост пластового давления и последующее его снижение вызвано именно дискретным поступлением агента закачки в нагнетательную скважину произвели, по истечении 7 месяцев после остановки закачки, повторный запуск нагнетательной скважины в работу с приемистостью 50 м3/сут. при давлении 14 МПа на 1 месяц. За этот месяц время работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления вновь увеличилось с 13 часов в сутки до 18 часов в сутки. Зафиксированный повторный факт изменения режима работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления, вслед за изменением режима работы нагнетательной, свидетельствует о том, что закачиваемый в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции агент обеспечивает увеличение пластового давления в основном эксплуатационном объекте, что подтверждается увеличением времени работы и дебита добывающей скважины, работающей в режиме откачки с постоянным забойным давлением. Таким образом, закачка 10960 м3 воды в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции, обеспечили дополнительную добычу нефти в количестве 1600 т.

Вывод: подтверждена производительная закачка, обеспечивающая повышение пластового давления в залежи не смотря на имеющиеся данные о заколонной циркуляции в нижележащий пласт. Выявлено однозначное влияние нагнетательной скважины на добывающую. Ремонт нагнетательной скважины не нужен. После проведенных исследований добывающей скважине назначается режим постоянного забойного давления (режим откачки).

Применение данного способа позволит выявить непрозводительную закачку в системе поддержания пластового давления и сократить затраты на привлечение бригады для дополнительных исследований, предотвратить неэффективное использование инвестиций на капитальный ремонт скважин, когда не подтверждается наличие заколонной циркуляции уже в процессе ремонта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками, выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0, контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, при увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению, при положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления технологической системой поддержания пластового давления - ППД. Обеспечивает повышение уровня управляемости технологической системы ППД, расширение диапазона регулирования насосами и более маневренные воздействия на пласт, а также уменьшение удельного потребления электроэнергии при необходимости поддержания энергетических параметров насосов в зоне оптимального КПД.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и, в частности, залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси. .

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи термическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи в трещиновато-поровых коллекторах за счет возможности повышения пластового давления в минимально возможные сроки. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи термическим заводнением ведут межскважинную перекачку пластовой воды из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт и отбор пластовой продукции через добывающие скважины из продуктивного пласта. При межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой, большей температуры продуктивного пласта не менее чем на 20°C, и с минерализацией пластовой воды, большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме повышения пластового давления. Закачку проводят в циклическом режиме. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет исключения замерзания водоводов. Сущность изобретения: система кустовой закачки воды в пласт включает кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин. Согласно изобретению кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин. При этом направленные гидравлические разрывы проводят только в рядах нагнетательных скважин. В добывающих скважинах производят анализ скорости обводнения продукции, по которому строят карты обводненности и определяют конфигурацию фронта вытеснения нефти водой. Причем, в разных нагнетательных скважинах, размещенных в рядах, изменяют объемы закачиваемого вытесняющего агента для обеспечения равномерного фронта высокого давления. Технический результат заключается в возможности оперативного регулирования продвижением фронта вытеснения нефти водой, а также исключении опасности преждевременного обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласт. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт включает пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов. Всасывающий клапан сообщен с надпакерным пространством. Герметизатор устьевого штока снабжен емкостью для смазки. Межтрубное пространство скважины сообщено с подводящим воду трубопроводом. Плунжер дополнительно снабжен устройством для его принудительного хода вниз. Ниже нагнетательного клапана установлен дополнительный нагнетательный клапан, сообщенный с подпакерным пространством и с выходом нагнетательного клапана через разъединительное устройство. Устройство для принудительного хода вниз плунжера может быть выполнено в виде соединенных с ним грузов или пневмоаккумулятора. Рабочей полостью пневмоаккумулятора является верхняя часть колонны труб. Технический результат заключается в расширении области применения установки в нагнетательных скважинах с высоким давлением закачки, повышении надежности работы за счет повышения надежности работы всасывающего и нагнетательного клапанов, также в повышении эффективности эксплуатации скважины за счет сокращения сроков ее ремонта. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью. Сущность изобретения: способ включает закачку воды в продуктивный пласт с одновременным волновым воздействием. Согласно изобретению при разработке водоплавающих нефтяных залежей добывающими скважинами с горизонтальными стволами, пересекающими определенно ориентированные вертикальные плоскости трещиноватости, нагнетательные горизонтальные скважины располагают на уровне водонефтяного контакта - ВНК или ниже его в водоносной части пласта. При этом горизонтальные стволы нагнетательных скважин пересекают те же плоскости вертикальной трещиноватости, что и добывающие скважины. В добывающих скважинах в интервалах трещиноватости устанавливают временные перекрыватели или регуляторы фильтрации жидкости, а в нагнетательных скважинах, перфорированных в интервалах трещиноватости, устанавливают излучатели волн в этих интервалах. С помощью волнового воздействия обеспечивают равномерный подъем ВНК с вытеснением нефти к горизонтальным стволам добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах. Обеспечивает снижение материальных затрат на обслуживание и ремонт водоводов при опасности их замерзания и образования в них закупорок. Сущность группы изобретений: изобретения включают закачку жидкости кустовой насосной станцией, оснащенной приемным и выкидным водоводами, через блок гребенки и нагнетательные скважины в пласт в циклическом режиме с периодической остановкой работы кустовой насосной станции. В период отрицательных наружных температур при остановке кустовой насосной станции производят регулируемый с помощью кустового контроллера по направлению потока и объему сброс жидкости из нагнетательных скважин с близкими коллекторскими свойствами через выкидной водовод и байпасную линию в приемный водовод или технологическую емкость. Объем сброса жидкости производят с обеспечением кратного замещения воды в приустьевых зонах нагнетательных скважин. Устройство включает кустовую насосную станцию с приемным водоводом и выкидным водоводом с расходомером, блок гребенки, сообщенный с выкидным водоводом кустовой насосной станции и водоводами нагнетательных скважин, оснащенных запорной арматурой, и кустовой контроллер, соединенный с блоками управления запорной арматуры. При этом приемный водовод и выкидной водовод между расходомером и кустовой насосной станцией соединены байпасной линией с регулируемым гидросопротивлением, оснащенной технологической емкостью и запорно-регулирующей арматурой, выполненной в виде регулируемых задвижек, установленных с возможностью открытия и закрытия перетоков из байпасной линии в приемный водовод или технологическую емкость, а также - для перекрытия байпасной линии при включении кустовой насосной станции. При этом расходомер сообщен каналом передачи информации о направлении потока и объеме жидкости с кустовым контроллером. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе. Сущность изобретения: способ включает установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти. Обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси. Воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов. Обеспечивает повышение надежности работы систем обустройства за счет закачки пара, вырабатываемого из попутно добываемой воды, в пласт; частичного разрушения эмульсии в системе нефтесбора за счет ранней подачи деэмульгатора в продукцию скважин; выработки водяного пара из попутно добываемой воды за счет ее глубокой очистки от вредных примесей - нефти, сероводорода, кислорода, солей жесткости. Сущность изобретений: по 1 варианту система включает источник пресной воды с трубопроводом пресной воды, добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин с установкой подготовки нефти, оснащенной трубопроводом товарной нефти и трубопроводом попутно добываемой воды, сообщенным с очистными сооружениями, которые через трубопровод очищенной воды, кустовую насосную станцию и водовод, оснащенный блоком дозирования ингибитора коррозии, сообщены с нагнетательными скважинами. Трубопровод продукции скважин оснащен блоком дозирования деэмульгатора, очистные сооружения снабжены трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, оснащенную дополнительно системой нагрева продукции с трубопроводом топливного газа и трубопроводом попутного нефтяного газа, и вторым трубопроводом очищенной воды, соединенным с блоком водоподготовки для подачи попутно добываемой воды на глубокую очистку, при объемах добычи нефти более 10% от проектного максимального объема добычи нефти с отключением трубопровода очищенной воды. Причем блок водоподготовки соединен с трубопроводом пресной воды для ее глубокой очистки для обеспечения парогенератора необходимым объемом воды, а также с кустовой насосной станцией через трубопровод рассола и через трубопровод глубокоочищенной воды с парогенератором, который для нагрева воды соединен с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами. По 2 варианту добывающие скважины соединены через трубопровод продукции скважин и дожимную насосную станцию с установкой подготовки нефти. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти, увеличение нефтеизвлечения, повышение темпа отбора, увеличение охвата воздействием по площади и вертикали. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Спускают в нагнетательную скважину колонну труб с установкой пакера между вскрытиями. Закачивают вытесняющий агент через верхнее вскрытие по межтрубному пространству, а через нижнее вскрытие - по колонне труб. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает снижение материальных затрат и увеличение коэффициента извлечения нефти за счет изоляции водопритоков из обводнившихся участков пласта, а также упрощение выделения участков куполообразных поднятий. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, добычу нефти через добывающие скважины, исследование и выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, закачку водоизолирующего состава в скважины, использование остальных скважин, расположенных в непосредственной близости от куполообразного поднятия, связанных гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившихся в процессе добычи, в качестве нагнетательных, в которые закачивают рабочий агент. Согласно изобретению исследование и выделение участков проводят с помощью термометрии и определения замкнутых зон с максимальной температурой 30-38°С, соответствующих куполообразным поднятиям. Закачку водоизолирующего состава производят в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившиеся, задавливая в пласт для частичной изоляции водопритока в куполообразные поднятия из обводнившихся зон пласта. Из этих скважин проводят боковые или горизонтальные стволы для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий с последующим использованием скважин с этими стволами как добывающих. 1 пр., 2 ил.
Наверх