Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения



Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения
Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения

 


Владельцы патента RU 2523318:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

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 относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разработки совместно залегающих углеводородов многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, эксплуатационные объекты которых разделены пластами непроницаемых пород. В частности, изобретение может быть использовано для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта.

Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья (патент RU №2148159) путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебетами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный пласт того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.

Недостатком способа является возможность его применения лишь для водоплавающий нефтяной залежи с хорошей гидродинамической связью ее углеводородной и водной частей. Одновременно при условии наличия в подошвенной воде ценных компонентов в промышленных концентрациях.

Известны способы разработки многопластового газоконденсатного месторождения (патенты RU №2034131 и №2064572) с помощью газа, газоконденсата и/или воды из нижезалегающего водоносного пласта, которые перепускают в зону газонефтяного контакта. Давление и перепуск регулируют на уровне верхнего пласта.

Недостатком способов является использование энергии высоконапорного пласта лишь в качестве фактора поддержания пластового давления за счет перепуска газа, газоконденсата и/или воды.

Известен способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления (патент RU №2438008 аналог), который может быть применен для добычи углеводородов из низконапорных коллекторов вышележащего пласта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), оснащенной устройствами для подъема флюида. При этом энергия потока полного дебита флюида из высоконапорного пласта используется как для его собственного подъема по стволу колонны НКТ, так и для подъема флюида низконапорного пласта по колонне НКТ с помощью струйного аппарата на более высокий уровень. Для обеспечения подъема смеси флюидов обоих эксплуатационных пластов до устья скважины с необходимым запасом напора ее полного потока предусматривается дополнение фонтанного способа подъема смеси флюидов газлифтным способом.

Недостатком способа является ограниченность его потенциальных энергетических возможностей воздействия на низконапорный пласт уровнем пластового давления в последнем.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения, эксплуатационные объекты которых разделены пластами непроницаемых пород, а также повышение коэффициента углеводородоотдачи разрабатываемого нефтегазоконденсатного месторождения.

Поставленная задача достигается за счет того, что разработка совместно залегающих залежей углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется сеткой добычных и нагнетательных скважин, при этом добывающие скважины осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне НКТ и для создания депрессии на верхний 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, а нагнетательные скважины осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из нижнего высоконапорного пласта в верхний низконапорный, причем 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.

Пластовая энергия нижнего высоконапорного объекта, преобразованная в энергию потока флюида, за счет работы струйного аппарата, в добычных скважинах осуществляет подъем флюидов обоих объектов по стволу колонны НКТ и создает депрессию на низконапорный объект. Регулируемый поток пластовой промышленной воды нагнетательных скважин позволяет увеличивать пластовое давление в верхнем объекте и тем самым увеличивать и регулировать величину депрессии в нем относительно добычных скважин.

Известно также, что эффективность «вымывания» ретроградного конденсата водой в значительной степени определяется скоростью ее движения в капиллярах. Показано (SU №1716106), что зависимость остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды определяется отношением

В то же время, скорость фильтрации на прямую зависит от разности величин давления в пласте и на забое добычной скважины. Таким образом, регулируемый перепуск пластовой воды из высоконапорного пласта позволит не только повысить рабочие характеристики внутрискважинного оборудования подъема сложного пластового флюида обоих объектов добычи скважины по патенту RU №2438008, но и в значительной мере увеличить коэффициент углеводородоотдачи разрабатываемого нефтегазоконденсатного месторождения за счет эффекта вымывания выпавшего конденсата.

Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение (или выбор из имеющегося фонда) скважин, спуск в добычные и нагнетательные скважины колонн НКТ, оснащенных: в добычных, по крайней мере, двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапаном; в нагнетательных, по крайней мере, двумя пакерами и одним регулируемым перепускным устройством с фильтром, добычу жидкого пластового флюида (жидкие углеводороды и вода), по меньшей мере, из двух объектов добывающими скважинами и регулируемый перепуск из нижележащего пласта вытесняющего агента (вода и газ) через нагнетательные скважины в вышележащий пласт, причем 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.

Технологическая цель изобретения, достигается тем, что:

- в добычных скважинах сетки разобщается герметично пространство скважин между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже верхнего объекта и на глубине несколько ниже установки, по крайней мере, первого газлифтного клапана, и гидравлически связывается через дроссель с фильтром ствол НКТ с призабойной зоной нижнего объекта, а через струйный аппарат с призабойной зоной верхнего объекта, при этом подъем суммарного объема флюидов эксплуатационных объектов до уровня первого газлифтного клапана обеспечивается за счет пластовой энергии нижнего объекта, одновременно достижимый относительный перепад давлений струйного насоса обеспечивает депрессию в верхнем объекте;

- в нагнетательных скважинах сетки разобщается герметично пространство скважин между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже диапазона перфорации верхнего объекта и на глубине, несколько выше уровня ГВК этого же объекта, и гидравлически связывается через регулируемое перепускное устройство и фильтр с призабойной зоной нижнего объекта, при этом регулируемый перепуск пластового флюида из нижнего объекта обеспечивает вытеснение к добычным скважинам жидкого флюида верхнего объекта, вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород пласта, а также повышение и возможность регулирования уровня депрессии на забое добычных скважин.

Предлагаемый способ может быть осуществлен по аналогии со следующим примером.

Пример.

Для примера возьмем отложения южного купола Вуктыльского НГКМ. Структурная и газогидродинамическая обособленности отложений южной части залежи Вуктыльского месторождения от основной площади месторождения позволяют выделить южный купол в самостоятельный объект разработки.

В разрезе залежи южного купола вскрыто шесть литолого-коллекторских пачек (I-VI). В настоящее время газ IV пачки (отложения башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона) в значительной мере выработан, но в тоже время в отложениях скопилось значительное количество ретроградного конденсата, который совместно с нефтью оторочки образовал переходной слой жидких УВ. Пластовое давление в отложениях башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона составляет в данное время ~12 МПа.

IV и V пачки разделены водоупором мощностью 25-75 м. Отложения V пачки вмещают в основном воду (гидроминеральное сырье), газ и жидкие УВ в небольшом количестве. Пластовое давление в этих отложениях в значительной мере сохранилось и составляет ~30 МПа.

На площади южного купола ВНГКМ выбирается участок, включающий 7 скважин (первая группа №№75; 63; 164; 230; 191 и вторая №№80; 190). Обе группы образуют два параллельных ряда с расстоянием между ними 550 м. Первая группа добычные скважины с расстоянием между скважинами в ряду 850 м, вторая нагнетательные между которыми 18050 м. Добычные и нагнетательные скважины оснащаются скважинным оборудованием в полном соответствии с предлагаемым способом. В добычных - по крайней мере двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапаном; в нагнетательных - по крайней мере двумя пакерами и одним регулируемым перепускным устройством с фильтром.

Предварительно проводится расчет величины давления на контуре депрессионной воронки нагнетательных скважин с использованием данных об их возможных дебите Q=50,2 м3/сут и давлении 25 МПа в призабойной зоне нагнетания (RU №2438008), а также уравнения притока в гидродинамически несовершенную скважину. Обе скважины в интервале вскрытия IV пачки полностью находятся в зоне обводнения и жидких УВ, поэтому взаимодействовать будут две жидкости. Для упрощения расчетов принимается, что их характеристики одинаковы.

где:

kп - проницаемость пласта в размере - 0,458*10-15 м2,

µв - вязкость воды в пластовых условиях 0,5 мПа*с или 5*10-4 Па*с,

hп - мощность дренирования скважин южного купола по IV пачке определяем в размере 140 м,

Rк - радиус контура депрессионной воронки, 550 м,

rс - приведенный радиус скважины с учетом фактора несовершенства скважин 0,08 м,

pк - пластовое давление на контуре депрессионной воронки, Па,

pз - пластовое давление в призабойной зоне скважины, 25 МПа.

Решая уравнение, относительно pк получают величину давления на контуре депрессионной воронки в размере 19,38 МПа. Это давление будет практически соответствовать призабойному для трех средних скважин добычного ряда и несколько ниже 18,95 МПа для двух остальных. Величина депрессии между контуром питания и призабойной зоной добычных скважин будет в пределах 5,62 МПа и 6,05 МПа соответственно. При этом скорость фильтрации может составить 0,00081 м/сут-0,00048 м/сут соответственно. При этих значениях скорости уравнение (1) будет α(V)≈α0, что означает почти полное вымывание остаточного конденсата.

Определяется объем флюида IV пачки поступающий к призабойной зоне добычных скважин ряда по формуле для прямолинейного ряда и при прямолинейном контуре питания:

где:

Lк - расстояние до контура питания 550 м,

µф - вязкость пластового флюида 8,5·10-4 Па*с,

n - число скважин ряда - 5 шт.,

2σ - расстояние между скважинами.

Общий объем флюида совместной добычи двух эксплуатационных объектов (IV и V пачек) составит 1235,48 м3/сут.

Для определения технологических характеристик струйного подъемника проводятся расчеты для скв. №230 одной из трех средних скважин добычного ряда.

Предварительно определяется достижимый перепад давления струйного насоса с диффузором, давление в характерных сечениях струйного насоса, оптимальное отношение сечений и относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом (Δpс/Δpр)=f(u), где:

fp1 - площадь выходного сечения рабочего сопла;

f3 - площадь выходного сечения камеры смешения;

Δpс/Δpр - относительный перепад давлений, создаваемый струйным насосом;

Δpс=pс-pи - перепад давлений создаваемый струйным насосом;

Δpр=pр-pи - перепад давлений рабочего потока;

f(u) функция - u=Gи/Gр - коэффициента инжекции, т.е. отношения Gи - массового расхода инжектируемого потока к Gр - массовому расходу рабочего потока.

Расчет выполняется исходя из следующих условий: рабочая и инжектируемая среда - однотипный водо-углеводородный флюид, для которого удельные объемы рабочего, инжектируемого и смешенного потоков одинаковы, т.е. vр=vн=vс. Коэффициент инжекции u=2, давление инжектируемого потока во входном сечении pи=19 МПа; давление рабочего потока до входа в сопло pр=28 МПа; изменение давления инжектируемого потока Δpи=9 МПа.

Оптимальное соотношение сечений определяется по формуле:

где:

a=φ2;

При рекомендуемых, экспериментально выявленных значениях (φ1=0,95; φ2=0,975; φ3=0,9; φ4=0,925) величины - a, b и c будут иметь следующие значения:

a=0,975;

b=-[0,975+1,19(1+u)2-0,78u2]=-[0,975+10,71-3,12]=-8,565,

c=1,19(1+u)2=10,71.

Оптимальное соотношение сечений:

Величина n=f3/fи2 определена по формуле n=6,92/(6,92-1)=1,17 3,61/2,61.

Достижимый относительный перепад давлений рассчитан по формуле:

По полученному значению относительного перепада давлений определен возможный перепад давлений струйного насоса Δpс=0,12*9=1,08 МПа.

В этом случае давление смешенного потока на выходе из диффузора - pс=pи+Δpс=19+1,08=20,08 МПа, а давление инжектируемого потока во входном сечении цилиндрической камеры смешения - p2=pи-Δpк=19-1,08=17,92 МПа.

Значения оптимального сечения и перепада давления насоса получены исходя из условий размещения струйного насоса на забое башкирских отложений и при коэффициенте инжекции u=2. Для определения оптимальных величин задаваемых исходных параметров проведены расчеты, аналогичные вышеприведенным, с изменением исходных данных в определенных пределах: струйный насос остается на том же месте, т.е. давление инжектируемого потока во входном сечении и давление рабочего потока до входа в сопло будут иметь те же значения pи=19 МПа, pр=28 МПа, однако изменяется величина коэффициента инжекции в пределах 1-2.

Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты расчетов коэффициента инжекции
u Δpс МПа pс МПа p2 МПа
1 3,61 2,092 21,092 16,908
1,5 5,1534 1,464 20,464 17,536
2 6,92 1,08 20,08 17,92

Определяется высота газлифтного подъема. Величина подъема скважинной жидкости за счет работы струйного насоса составит:

В этом случае высота газлифтного подъема будет равна hгазл=3178-(25+1872,56)=1280,44 м. Высота газлифтного подъема относительно аналога уменьшается на 600 м, тем самым потребуется меньше газа высокого давления на подъем жидкого флюида скважин до устья с требуемым превышением на транспорт до головных сооружений.

Убедимся в этом, рассчитав величину удельного объем газа необходимого для подъема жидкого флюида скважин по формуле:

где:

- R0 - удельный расход газа, приведенный к атмосферному давлению, м3/т;

- p1 и p2 - давления у башмака подъемных труб и на устье скважины, - 60 ат и 5 ат соответственно;

- d - диаметр подъемных труб - 3 дюйма;

- γ - относительный удельный вес жидкости - 0,85;

- L - высота подъема жидкости - 1280,44 м.

Таким образом, сравнение аналогичных показателей аналога и предлагаемого способа выявляет во втором случае повышение технологических характеристик как по объемам добычи пластового флюида, его качеству (увеличение доли жидких УВ), так и по энергетическим затратам на его подъем.

Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, включающий 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, отличающийся тем, что 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, а нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный, причем 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины.

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 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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.
Наверх