Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости



Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости
Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости

 


Владельцы патента RU 2522837:

Николаев Олег Сергеевич (RU)

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины. Устройство содержит колонну труб большего диаметра и колонну труб меньшего диаметра, концентрично расположенных между собой и образующих межтрубную полость, пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины, центробежный либо винтовой насос с электрическим приводом, соединенным с кабелем, кожух насоса, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта, и хвостовик. Колонна труб большего диаметра выполнена с посадочным гнездом и пакером, расположенным выше верхнего пласта скважины и образующим с пакером затрубное пространство, разделенное на верхнюю и нижнюю камеры посредством пакера, дополнительно установленного в скважине выше верхнего пласта, в котором размещена муфта перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом насоса и снизу с хвостовиком, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры. В стенке трубы выше посадочного гнезда выполнены отверстия, сообщающие межтрубную полость с верхней камерой. Колонна труб меньшего диаметра выполнена с ниппелем, герметично установленным в посадочное гнездо посредством уплотнений. Технический результат заключается в повышении надежности эксплуатации скважины и упрощении конструкции устройства. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной добычи скважинного флюида и закачки жидкости одной скважиной.

Известно устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), верхний и нижний насосы, камеру-разделитель и камеру-накопитель. Колонна НКТ от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной. В качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины. В качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта. Верхний насос размещен в колонне НКТ под динамическим уровнем накопленной нефти. Верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны НКТ и сепараторов-отстойников с входными и выходными клапанами(Патент RU №2297521 С1 на изобретение. Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.11.2008). Недостатком известного устройства является сложность конструкции устройства, снижающей эффективность эксплуатации двухпластовой скважины.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения является установка для раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, включающая последовательно спущенные и установленные в скважину две колонны труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером, расположенным выше эксплуатационных объектов, и посадочным узлом, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и жидкости, установленную на глубине выше верхнего пласта, для движения потока среды - закачки рабочего агента в верхний объект или добычи из него флюида, а колонна труб меньшего диаметра оснащена разобщающим элементом, герметично установленным в посадочный узел, насос, кожух насоса, по меньшей мере, два пакера, один из которых установлен между пластами для их разобщения, а другой - выше верхнего пласта скважины, и хвостовик. (Заявка RU №2006137251 на изобретение. Установка для раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины. - МПК: Е21В 43/00. - Опубл. 27.04.2008). Данное изобретение принято за прототип.

Недостатком известной установки является низкая эффективность эксплуатации двухпластовой скважины из-за сложности конструкции устройства.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возможности в режиме реального времени осуществлять одновременно-раздельную добычу скважинного флюида и закачку жидкости одной скважины и упростить конструкцию устройства.

Техническим результатом является повышение эффективности одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости одной скважины в режиме реального времени и упрощение конструкции устройства.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном устройстве для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости, включающей две колонны концентрично расположенных труб, образующие межтрубную полость, пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины, насос, кожух насоса, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта, причем колонна труб большего диаметра выполнена с посадочным гнездом и пакером, расположенным выше верхнего пласта скважины и образующим с вышеупомянутым пакером затрубное пространство, а колонна труб меньшего диаметра выполнена с ниппелем, герметично установленным в посадочное гнездо, и хвостовик, согласно предложенному техническому решению,

затрубное пространство скважины разделено на верхнюю и нижнюю камеры посредством пакера, дополнительно установленного в скважине выше верхнего пласта, в котором размещена вышеупомянутая муфта перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом насоса и снизу с хвостовиком, выполненным с пакером, разобщающим верхний и нижний пласты скважины, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры, сообщающейся с верхним пластом скважины, через каналы муфты в полость кожуха насоса и закачиваемой жидкости из верхней камеры через перекрестные каналы муфты в полость хвостовика, сообщающуюся с нижним пластом скважины, при этом колонна труб большего диаметра на уровне ниже посадочного гнезда соединена с насосом, а в стенке трубы выше посадочного гнезда выполнены отверстия, сообщающие межтрубную полость с верхней камерой;

в качестве насоса содержит либо центробежный, либо винтовой насос с электрическим приводом, соединенным с кабелем, герметически пропущенным через верхний пакер и кожух насоса, или штанговый насос, приводная штанга которого размещена в колонне труб меньшего диаметра;

соединение посадочного гнезда с ниппелем колонн труб большего и меньшего диаметров оснащено уплотнением.

Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленного устройства для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».

На фиг.1 представлена компоновка устройства для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости с электроприводным насосом; на фиг.2 - то же, со штанговым насосом.

Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости содержит колонну труб 1 большего диаметра и колонну труб 2 меньшего диаметра, концентрично расположенных между собой и образующих межтрубную полость 3, пакер 4, разобщающий верхний I и нижний II пласты скважины 5, центробежный либо винтовой насос 6 с электрическим приводом 7, соединенным с кабелем 8, кожух 9 насоса 6, муфту 10 перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта I, и хвостовик 11(фиг.1). Колонна труб 1 большего диаметра выполнена с посадочным гнездом 12 и пакером 13, расположенным выше верхнего пласта I скважины и образующим с пакером 4 затрубное пространство, разделенное на верхнюю 14 и нижнюю 15 камеры посредством пакера 16, дополнительно установленного в скважине 5 выше верхнего пласта I, в котором размещена муфта 10 перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом 9 насоса 6 и снизу с хвостовиком 11, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры 15, сообщающейся с верхним пластом I скважины, через каналы 17 муфты 10 в полость кожуха 9 и закачиваемой жидкости из верхней камеры 14 через перекрестные каналы 18 муфты 10 в полость хвостовика 11, сообщающуюся с нижним пластом II скважины. Кабель 8 герметически пропущен через верхний пакер 13 и кожух 9 и соединен с электрическим приводом 7 центробежного либо винтового насоса 6. Колонна труб 1 большего диаметра на уровне ниже посадочного гнезда 12 соединена с насосом 6. В стенке трубы 1 выше посадочного гнезда 12 выполнены отверстия 19, сообщающие межтрубную полость 3 с верхней камерой 14. Колонна труб 2 меньшего диаметра выполнена с ниппелем 20, герметично установленным в посадочное гнездо 12 посредством уплотнений 21. Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости может содержать штанговый насос 22, приводная штанга 23 которого размещена в колонне труб 2 меньшего диаметра (фиг.2).

Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости работает следующим образом.

В ствол скважины 5 на колонне труб 1 большего диаметра, оснащенной посадочным гнездом 12 и пакером 13, спускают либо центробежный либо винтовой насос 6 с электрическим приводом 7 и кабелем 8, вместе с кожухом 9, муфту 10 перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, оснащенную пакером 16, до установки последнего выше верхнего пласта I и хвостовика 11 с пакером 4 до разобщения верхнего I и нижнего II пластов скважины. После закрепления в скважине 5 колонны труб 1 большего диаметра, в нее концентрично спускают колонну труб 2 меньшего диаметра до посадки ниппелем 20 в посадочное гнездо 12 с уплотнением 21, обеспечивающим герметичность соединения колонн труб 1 и 2. Затем по межтрубной полости 3 через отверстия 19, верхнюю камеру 14, каналы 18 муфты 10 и полость хвостовика 11 закачивают жидкость в нижний пласт II скважины до восстановления необходимого давления. После чего через кабель 8 включают электрический привод 7 либо центробежного либо винтового насоса 6, и скважинный флюид из верхнего пласта I через нижнюю камеру 15, перекрестные каналы 17 муфты 10 в полость кожуха 9, из которой насосом 6 скважинный флюид перекачивается по колонне труб 2 меньшего диаметра на поверхность скважины 5.

Использование предложенного устройства для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости позволит значительно повысить эффективность эксплуатации скважин в соответствии с требованиями Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.

1. Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости, включающее две колонны концентрично расположенных труб, образующие межтрубную полость, пакер, разобщающий верхний и нижний пласты скважины, насос, кожух насоса, муфту перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, установленную выше верхнего пласта, при этом колонна труб большего диаметра выполнена с посадочным гнездом и пакером, расположенным выше верхнего пласта скважины и образующим с вышеупомянутым пакером затрубное пространство, а колонна труб меньшего диаметра выполнена с ниппелем, герметично установленным в посадочное гнездо, и хвостовик, отличающееся тем, что затрубное пространство скважины разделено на верхнюю и нижнюю камеры посредством пакера, дополнительно установленного в скважине выше верхнего пласта, в котором размещена вышеупомянутая муфта перекрестного течения потоков скважинного флюида и закачиваемой жидкости, соединенная сверху с кожухом насоса и снизу с хвостовиком, выполненным с пакером, разобщающим верхний и нижний пласты скважины, с возможностью перекрестного течения потоков скважинного флюида из нижней камеры, сообщающейся с верхним пластом скважины, через каналы муфты в полость кожуха насоса и закачиваемой жидкости из верхней камеры через перекрестные каналы муфты в полость хвостовика, сообщающуюся с нижним пластом скважины, при этом колонна труб большего диаметра на уровне ниже посадочного гнезда соединена с насосом, а в стенке трубы выше посадочного гнезда выполнены отверстия, сообщающие межтрубную полость с верхней камерой.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что в качестве насоса содержит либо центробежный, либо винтовой насос с электрическим приводом, соединенным с кабелем, герметически пропущенным через верхний пакер и кожух насоса, или штанговый насос, приводная штанга которого размещена в колонне труб меньшего диаметра.

3. Устройство по п.1, отличающееся тем, что соединение посадочного гнезда с ниппелем колонн труб большего и меньшего диаметров оснащено уплотнением.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Способ включает определение геолого-технических характеристик пластов, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком.

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Скважинная система включает в себя насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и зоной.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве привода с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами.

Группа изобретений относится к выполнению операций во множестве скважин через один основной ствол с операциями одновременного бурения и заканчивания одним станком.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины.

Изобретение относится к оборудованию одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в одной скважине. Установка содержит пакер, длинную и короткую колонны насосно-компрессорных труб, два штанговых насоса, устьевую арматуру и наземный привод насосов.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

Изобретение относится к оборудованию для одновременно-раздельной добычи углеводородов из двух пластов через одну скважину. Способ включает размещение в скважине насосной установки, содержащей колонну труб, колонну штанг, два пакера, два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний электропогружным с электродвигателем и кабелем, запуск скважины в нужном режиме и ее эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многопластовых нефтяных месторождений с залежами нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной по меньшей мере двух объектов многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. Изобретение, в частности, может быть применено для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта. Обеспечивает повышение конечной конденсатоотдачи высокопродуктивного пласта за счет повышения скорости фильтрации вытесняющего агента, вовлечения в разработку участков защемленного газа. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение или выбор из имеющегося фонда скважин, добычу углеводородов из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Согласно изобретению добывающими скважинами осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана. Нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный. При этом при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта. 1 пр., 1 табл.

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины. Однопакерное устройство для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов скважины содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, оснащенный кожухом, регулировочный клапан, который включает муфту перекрестного течения потоков флюидов, соединенную с кожухом, образующим камеру смешения флюидов из разных пластов скважины, сообщающуюся с одной стороны с эксцентричными каналами муфты и с другой с приемным модулем насоса, а центральным каналом - с верхним пластом скважины через радиальные каналы муфты, при этом в центральном канале муфты размещен отсекатель потока флюида с электроприводом, имеющий возможность управления с поверхности скважины через электрический кабель, и пакер. Устройство снабжено дополнительным регулировочным клапаном, размещенным в полости хвостовика, присоединенного к муфте перекрестного течения потоков флюидов, снизу хвостовик сопряжен со стыковочным узлом, в котором установлен дополнительный регулировочный клапан. Стыковочный узел соединен с заборщиком флюида из нижнего пласта скважины, оснащенным вышеупомянутым пакером. Регулировочные клапаны снабжены блоками датчиков контрольно-измерительных приборов и связаны с блоком телемеханической системы управления, последний установлен на торце электропривода насоса с возможностью управления регулировочными клапанами с поверхности скважины через электрический кабель либо автоматически от датчиков замера физических параметров флюидов. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины. Устройство содержит электропогружной насос с силовым кабелем, колонну труб, по крайней мере, с одним пакером, установленным в скважине выше приемного модуля насоса, оснащенную перепускной системой, состоящей из двух муфт перекрестного течения, расположенных выше и ниже пакера, и трубопровода между муфтами перекрестного течения, выполненными с эксцентричными каналами, сообщающими полости колонны труб с выходом насоса, а также с центральным и радиальными каналами, образующими с трубопроводом гидравлический канал, сообщающий или разобщающий полости скважины над и под пакером через регуляционный клапан, установленный в посадочном гнезде центрального канала верхней муфты перекрестного течения со сквозным осевым отверстием. Перепускная система оснащена электроприводом возвратно-поступательного перемещения регуляционного клапана, спускаемым в колонну труб с помощью геофизического кабеля. Регуляционный клапан по первому варианту снабжен регулировочным винтом, кинематической резьбой взаимодействующим с ходовой гайкой, установленной в центральном канале верхней муфты перекрестного течения, и вращаемым электроприводом посредством сцепной втулочно-раздвижной муфты при сопряжении муфты и корпуса электропривода зубчатыми кулачками на их торцовых поверхностях. Регуляционный клапан по второму варианту выполнен с ходовой гайкой с выступами, установленной в пазах стенки центрального канала верхней муфты перекрестного течения с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно посадочного гнезда и взаимодействующей с кинематической резьбой регулировочного винта, установленного в упорном подшипнике со стороны торца муфты. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Устройство по одному из вариантов содержит скважину с пакерами, разделяющими ее на две или более полости, сообщенные с двумя или более продуктивными пластами, погружной насос и клапанную систему для подключения к входу насоса одного или нескольких пластов. Ниже пакеров установлен хвостовик, сообщенный с лифтовыми трубами, а отверстие для сообщения с насосом у межпакерной полости размещено на максимальном удалении от пакеров, но не ниже кровли сообщенного с этой полостью пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации пластов. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки. Согласно изобретению выделяют залежь с проницаемостью не более 2 мД, проводят гидравлический разрыв пласта в основном стволе скважины, получая трещину в вертикальной плоскости. Затем в направлении максимальных нефтенасыщенных толщин проводят боковой горизонтальный ствол со спуском эксплуатационной колонны до расстояния C не менее 100 м и не более 300 м от плоскости трещины гидроразрыва основного ствола, далее расстояния C боковой горизонтальный ствол выполняют открытым, обсаженным либо со спуском перфорированного хвостовика. Угол между плоскостью трещины гидроразрыва и направлением бокового горизонтального ствола должен составлять от 45° до 90°, в боковом горизонтальном стволе проводят многократный гидравлический разрыв пласта с расстоянием между ступенями не менее 10 м и не более 100 м. Первую ступень многократного гидроразрыва проводят на расстоянии C, считая от «пятки» бокового горизонтального ствола, основной вертикальный ствол используют для нагнетания рабочего агента в данную залежь, а боковой горизонтальный ствол - для отбора продукции посредством оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи. Способ включает определение среднего расстояния между трещинами, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, спуск на насосно-компрессорных трубах устройств для контроля притока в горизонтальный ствол скважины, отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом горизонтальный ствол скважины разделяют водонабухающими пакерами на секции, с длиной каждой секции от 20 м до 50 м в зависимости от расстояния между трещинами и длины горизонтального ствола. Устройства контроля притока в горизонтальный ствол скважины выполняют с диаметром d отверстий в стенках, сопоставимым с размерами капиллярных трубок для нефти данного коллектора, а сами отверстия выполняют из гидрофобного материала. Длину каждого устройства контроля притока выполняют длиной от 5 м до 12 м и устанавливают в количестве не более 5 штук в каждой секции между пакерами, общее количество отверстий N в устройствах контроля притока во всем горизонтальном стволе, депрессии и диаметром d отверстий определяют по соотношению. Добычу продукции скважины ведут при условии, чтобы гидродинамические силы, создаваемые забойным давлением, не превышали капиллярные силы продвижения нефти через отверстия устройств контроля притока, т.е. чтобы депрессия в скважине удовлетворяла упомянутому соотношению. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора. Обеспечивает повышение равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению выделяют четыре эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 95% остаточных геологических запасов нефти. Два объекта относят к карбонатному типу коллектора и являются шестым и десятым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения. Два других объекта относят к терригенному типу коллектора и являются вторым и седьмым. Разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, седьмого - до третьей стадии разработки, а шестого и десятого - до начальной стадии разработки. Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение нагнетательных и добывающих скважин устанавливают в заданных пределах по каждому из объектов индивидуально. Из скважин простаивающего фонда на каждом из объектов бурят боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в предусмотренном объеме, переводят скважины добывающего фонда в нагнетательные. Применяют оборудование для одновременно-раздельной закачки. Попутную пластовую воду собирают на заданных объектах, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления. Такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на планируемых объектах. 1 пр.
Наверх