Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт



Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт
Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт
Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт
Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт

 


Владельцы патента RU 2512156:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления. Обеспечивает снижение металлоемкости конструкции устройства, повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт. Сущность изобретения: устройство содержит размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел. Причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб. При этом в межколонное пространство под давлением предусмотрена подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса. Герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта. Выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа. Наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения. При этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб. Ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями. Каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки. Ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.

Известно устройство для закачки газожидкостной смеси в продуктивный пласт (патент RU№2257491, МПК F04B 47/00, опубл. в бюл. №21 от 27.07.2005 г.), содержащее неподвижный цилиндр с приемами для жидкости и газа, подвижное плунжерное устройство, включающее всасывающий и нагнетательный клапаны и два плунжера, соединенные между собой патрубком с фильтром, при этом устройство снабжено кожухом с герметизирующим узлом, образующим верхнюю и нижнюю камеры с индивидуальными приемами для газа и жидкости, причем каждая из них связана с полостью цилиндра посредством клапанов.

Недостатками данной конструкции являются:

- во-первых, низкая производительность плунжерного устройства, что не позволяет производить газожидкостную смесь для закачки сразу в несколько нагнетательных скважин;

- во-вторых, низкая эффективность смешивания газа и воды в камере приема жидкости и газа в связи с тем, что вода подается снизу, а газ сверху, поэтому частично газ уходит в межколонное пространство;

- в-третьих, для смешивания газа и жидкости газ должен подаваться в камеру для приема жидкости и газа под большим давлением.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для закачки газожидкостной смеси в продуктивный пласт (патент RU №2418192, МПК F04B 47/00, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2011 г.), содержащее размещенные в скважине (шурфе) концентрично вставленные друг в друга внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб с герметизирующим узлом, расположенным снизу между колоннами труб, причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше узла герметизации и снабжена снизу погружным насосом, вход которого сообщен с внутришурфным пространством, в которое осуществляется подача жидкости, при этом погружной насос выполнен электрическим винтовым, роторным или центробежным, а камера для приема жидкости и газа выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, вход которого сообщен с выходом погружного насоса, а выход - с внутренней колонной труб, при этом в межколонное пространство под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления. Недостатками данного устройства являются:

-во-первых, высокая металлоемкость конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (две концентричные колонны труб, погружной насос);

-во-вторых, нерегулируемое газирование жидкости, то есть невозможность изменения величины газирования жидкости в процессе ее закачки в пласт;

-в-третьих, низкое качество диспергации газа в жидкости и низкая интенсификация перемешивания газожидкостной смеси, так как газ просто всасывается в камеру низкого давления под действием потока жидкости и оттуда попадает в пласт;

-в четвертых, не позволяет отсечь каналы поступления газа в камеру низкого давления струйного насоса при необходимости перехода закачки в пласт с газожидкостной смеси на жидкость.

Технической задачей изобретения является снижение металлоемкости конструкции устройства и повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт и герметичного отсечения канала подачи газа в камеру низкого давления струйного насоса.

Поставленная задача решается устройством для закачки газожидкостной смеси в пласт, содержащим размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел, причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб, при этом в межколонное пространство под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса.

Новым является то, что герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта, причем выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа, а наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения, при этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб, а ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки, ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси.

В процессе очистки нефти выделяются легкие формы углеводородов - попутный газ. Транспортировать или перерабатывать попутный газ в большинстве случаев нерентабельно или невозможно. Чтобы утилизировать попутный газ, приходится его сжигать, ухудшая и без того сложную экологическую обстановку на промыслах. Тем не менее, существует способ использования попутных газов для повышения нефтеотдачи месторождений путем нагнетания в пласты газожидкостных смесей.

Действие газожидкостных смесей при их закачке в нефтеносный пласт выражается в следующем:

- происходит растворение попутного газа в нефти, в результате чего снижается ее вязкость и, следовательно, упрощается продвижение ее к поверхности;

- происходит растворение и удаление из поровых пространств нефтеносной породы тяжелых углеводородов, улучшая при этом эффективную проницаемость;

- предотвращаются промывы в нефтяных пластах и, как следствие, преждевременное обводнение месторождения.

Как показал опыт, использование попутного газа в газожидкостных смесях позволяет добывать нефть на месторождениях, находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, то есть позволяет более полно использовать потенциал месторождения и при этом отказаться от сжигания попутного газа, значительно повысив рентабельность нефтяных месторождений.

На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт.

На фигуре 2, 3 и 4 изображены соответственно поперечные сечения А-А, Б-Б и В-В устройства для закачки газожидкостной смеси в пласт.

Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт содержит размещенные в скважине 1 (см. фиг.1) внутреннюю колонну труб 2, оборудованную камерой для приема жидкости и газа 3, и наружную колонну труб 4, герметизирующий узел 5. Например, внутренняя и наружная колонна труб выполнены из 89 мм насосно-компрессорных туб.

Камера для приема жидкости и газа 3 сообщена с межколонным пространством 6 выше герметизирующего узла 5 и выполнена в виде камеры низкого давления 3 струйного насоса 7. На входе камеры низкого давления 3 струйного насоса 7 установлен эжектор 8, а выход сообщен с внутренней колонной труб 2.

В межколонное пространство 6 под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления 3 струйного насоса 6. Подача газа осуществляется, например, с помощью трехплунжерного компрессора (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) марки СИН 46.03 (изготовитель завод нефтегазового машиностроения «Синергия», Россия, Пермский край, г.Пермь).

Герметизирующий узел 5 (см. фиг.1) выполнен в виде пакера, например, марки ПРО-ЯМО, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г.Октябрьский), и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб 2 выше пласта 9.

Выше пакера 5 напротив камеры низкого давления 3 струйного насоса 6 во внутренней колонне труб 2 выполнены сквозные радиальные пазы 10 для подачи газа.

Наружная колонна труб 4 снизу оснащена эжектором 8, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб 2 на входе камеры низкого давления 3 струйного насоса 7 с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб 2 и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов 10 длиной L с возможностью их герметичного отсечения. Наружная колонна труб 4 телескопически установлена во внутреннюю колонну труб 2, что исключает применение концентрично расположенных колонн труб в сравнении с прототипом, что снижает металлоемкость конструкции.

Например, в верхней части внутренней колонны труб 2 выполнены два сквозных радиальных паза 10 длиной L=500 мм и шириной 10 мм, имеющие возможность регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов 10 длиной L=500 при перемещении наружной колонны труб 4 относительно внутренней колонны труб 2. Например, в рабочем положении длина каждого сквозного радиального паза 10 составляет 1=300 мм×10 мм. Также сквозные радиальные пазы 10 имеют возможность герметичного перекрытия наружной поверхностью эжектора 8.

Выход струйного насоса 7 сообщен с внутренней колонной труб 2, а вход струйного насоса 7 сообщен с наружной колонной труб 4.

Ниже выхода струйного насоса 7 внутренняя колонна труб 2 снабжена диафрагмами 11';…11n, с соответствующими центральными щелевыми отверстиями 12';…12n. Каждое щелевое отверстие 12'; 12"…12n (см. фиг.1, 2 и 3) последующей диафрагмы 11'; 11";…11n смещено на угол α=15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки.

Например, как показано на фигуре 1, внутри внутренней колонны труб 2 ниже выхода струйного насоса 7 выполнено пять диафрагм, каждая из которых снабжена щелевым отверстием размером 45 мм×30 мм и смещена относительно друг друга на угол α=18° (см. фиг.2 и 3) по направлению часовой стрелки.

Ниже диафрагм 11'; 11";…11n (см. фиг.1) во внутренней колонне труб 2 установлен трубчатый успокоитель потока 13 газожидкостной смеси, например, выполненный в виде пакета горизонтальных труб диаметром 15 мм и длиной 2 м. Устройство работает следующим образом.

В межколонное пространство 6 (см. фиг.1) скважины 1 при открытой затрубной задвижке 14 компрессором, например, марки СИН 46.03 под низким давлением, например 0, 2 МПа (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), производят подачу попутного газа.

В наружную колонну труб 4 из системы поддержания пластового давления, например, от кустовой насосной станции, при открытой центральной задвижке 15 под давлением, например, 9,0 МПа подают жидкость, например, пресную воду, плотностью 1000 кг/м. Жидкость под давлением по наружной колонне труб 4 через эжектор 8, установленный на его нижнем конце, поступает в камеру низкого давления 3 струйного насоса 7. В результате в камере низкого давления 3 создается пониженное давление за счет высокой скорости потока жидкости в эжекторе 8, а поскольку камера низкого давления 3 через сквозные радиальные пазы 10 сообщена с межколонным пространством 6, куда под низким давлением подается газ, то из-за пониженного давления в камере низкого давления 3 струйного насоса 7 в нее из межколонного пространства 6 через сквозные радиальные пазы 10 засасывается газ.

Происходит всасывание газа из межколонного пространства 6 в камеру низкого давления 3 струйного насоса 7 и его последующее смешивание с жидкостью в струйном насосе 7, при этом на выходе из струйного насоса 7 образуется поток газожидкостной смеси, который по внутренней колонне труб 2 перемещается вниз и попадает на диафрагмы 11'; 11";…11n.

Далее газожидкостной поток проходит сквозь щелевые отверстия 12; 12';…12n соответствующих диафрагм 11'; 11";…11n во внутренней колонне труб 2, при этом газ диспергируется в жидкости и интенсивно перемешивается за счет резкого сужения в диафрагмах 11'; 11";…11n и резкого расширения за диафрагмами 11'; 11";…11n. Благодаря тому, что каждое щелевое отверстие 12; 12';…12n последующей диафрагмы 11'; 11";…11n смещено на угол α (см. фиг.2 и 3) по направлению часовой стрелки исключаются «мертвые зоны» за диафрагмами 11'; 11";…11n.

Это приводит к более качественной диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси по сравнению с прототипом.

Вследствие сильной турбулизации потока во внутренней колонны труб 2 (см. фиг.1) за диафрагмами 11'; 11";…11n образуется эмульсионная структура газожидкостной смеси, которая по внутренней колонне труб 2 с вращением по инерции попадает в трубчатый успокоитель потока 13, выполненный в виде пакета горизонтальных труб, в котором происходит гашение вращательного движения эмульсионной структуры газожидкостной смеси. Далее газожидкостная смесь в виде эмульсии благодаря пакеру 5 через интервалы перфорации 16 попадает в пласт 9, где происходит растворение попутного газа в нефти, в результате чего снижается вязкость нефти и упрощается ее продвижение в пласте. На практике при закачке газожидкостной смеси в пласт 9 в зависимости от его физико-химических характеристик возникает необходимость изменения величины (степени) газирования жидкости, поэтому величину газирования жидкости производят путем изменения объема камеры низкого давления 3 вводом и выводом в нее эжектора 8, выполненного в виде ниппеля на величину 1, равную, например, 300 мм, но не большую длины L, равную, например, 500 мм.

Изменение степени газирования производят спуско-подъемом наружной колонны труб 4 с эжектором 8 на конце с устья скважины 1 относительно внутренней колонны труб 2 и камеры низкого давления 3, соответственно, на длину не более величины L с одновременной подачей жидкости и газа, соответственно. При подъеме наружной колонны труб 4 нижний конец эжектора 8 увеличивает проходное сечение сквозных радиальных пазов 10, тем самым увеличивая объем камеры низкого давления 3, что позволяет более интенсивно засасывать газ из межколонного пространства 6 скважины 1 в камеру низкого давления 3. В результате увеличивается степень газирования жидкости, закачиваемой в пласт 9. При спуске наружной колонны труб 4 нижний конец эжектора 8 уменьшает проходное сечение сквозных радиальных пазов 10, тем самым уменьшая объем камеры низкого давления 3, что позволяет менее интенсивно засасывать газ из межколонного пространства 6 скважины 1 в камеру низкого давления 3. В результате уменьшается степень газирования жидкости, закачиваемой в пласт 9. Контроль степени газирования жидкости в эжекторе 8 ведется с устья скважины по расходу жидкости и газа с помощью любого известного расходомера (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).

При необходимости перехода от закачки в пласт 9 (см. фиг.1) газожидкостной смеси к жидкости необходимо отключить компрессор (на фиг.1, 2,3, 4 не показано), доспустить наружную колонну труб 4 (см. фиг.1) относительно неподвижной внутренней колонны труб 2 и герметично перекрыть сквозные радиальные пазы 10 в верхней части внутренней колонны труб 2 наружной поверхностью эжектора 8, спущенного в скважину 1 на нижнем конце наружной колонны труб 4.

Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт позволяет снизить металлоемкость конструкции устройства и повысить качество диспергации газа в жидкости, интенсифицировать перемешивание газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт.

Устройство для закачки газожидкостной смеси в пласт, содержащее размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел, причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб, при этом в межколонное пространство под давлением осуществляется подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса, отличающееся тем, что герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта, причем выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа, а наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения, при этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб, а ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями, при этом каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки, ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам.

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.

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.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью.

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.
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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. Из скважин формируют элементы квадратной сетки. Одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. В каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Добывающие и нагнетательные скважины выполняют с определенной длиной их горизонтальных стволов, которую определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют направления трещиноватости коллектора, разбуривают залежь вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формируют пятиточечные элементы разработки с бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах. На этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, а в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах. Сущность изобретения: осуществляют вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Согласно изобретению заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней. При этом компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин. В процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к получению умягченной воды для нагнетания в пласт. Способ включает (а) выработку умягченной воды путем (i) подачи исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ вплоть до 15000 мг/л и содержание многовалентных катионов более 40 мг/л, в фильтр, содержащий слой катионообменной смолы в моновалентной катионной форме, (ii) пропуска исходной воды через слой катионообменной смолы, (iii) вывода из фильтра умягченной нагнетаемой воды, имеющей содержание многовалентных катионов вплоть до 40 мг/л; (б) регенерацию катионообменной смолы путем (i) подачи регенерационного рассола в фильтр, причем регенерационный рассол представляет собой природную воду с высоким солесодержанием, имеющую концентрацию моновалентных катионов и многовалентных катионов, такую, что предел умягчения для исходной воды составляет вплоть до 40 мг/л многовалентных катионов, где предел умягчения для исходной воды определяется как коэффициент умягчения, умноженный на концентрацию многовалентных катионов в исходной воде (мг/л), и где коэффициент умягчения определяется как: (молярная концентрация моновалентных катионов в исходной воде)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в исходной воде) : (молярная концентрация моновалентных катионов в регенерационном рассоле)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в регенерационном рассоле). Технический результат - интенсификация добычи углеводородов из пласта. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины. Устройство смонтировано на колонне насосно-компрессорных труб и содержит подвеску, оснащенную двумя пакерами. В полости подвески выполнены, по меньшей мере, два кольцевых выступа, в последних герметично установлен стакан с упором в торцевой выступ подвески, выполненный с продольными каналами, образующие межтрубные пространства. В стенке стакана по обе стороны от нижнего кольцевого выступа установлены два штуцера с калиброванными проходными сечениями, сообщающими полость стакана, с одной стороны, с верхним пластом скважины через верхний штуцер, межтрубное пространство между кольцевыми выступами и окна, выполненные в стенке подвески, и с другой, - с нижним пластом через нижний штуцер, межтрубное пространство ниже кольцевых выступов и продольные каналы торцевого выступа. Технический результат заключается в обеспечении возможности оперативной закачки запланированных объемов жидкости в пласты скважины с разной приемистостью. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Определяют границы зон с различной проницаемостью. Уплотняют сетку скважин не более 4 га/скв. Закачивают вытесняющую жидкость в каждую зону через нагнетательные скважины и добывают продукцию пласта из каждой зоны через добывающие скважины. При этом зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, средне-проницаемые и высокопроницаемые. Уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах. При этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3. После снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта. Затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке. Техническим результатом является интенсификация отбора из низкопроницаемых зон и повышение коэффициента извлечения нефти. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность решения: способ содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции: (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. 3 н. и 45 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой включает первоочередную разработку газовой шапки газовыми скважинами и отбор, по крайней мере, части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти. Согласно изобретению при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют отбор и перепуск подошвенной воды в газовую шапку. Обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и обеспечивают создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи. При этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным. 5 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.
Наверх