Способ эксплуатации нефтяного месторождения, находящегося в зоне распространения вечной мерзлоты

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, содержащих парафинистую нефть, и заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [Патент РФ 2034137. «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 24.12.1992; опубл. 30.04.1995].

Недостатком этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.

Известен также способ разработки залежи в зоне вечной мерзлоты, предусматривающий нагрев воды в скважине. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом земли до температуры не ниже температуры выпадения из нефти парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [Патент РФ 2118451 «Способ разработки залежи парафинистой нефти», заявл. 30.12.1996; опубл. 27.08.1998].

Недостатком данного способа является также создание системы поддержания пластовой температуры (ППТ) и необходимость термостатирования скважин по всей глубине залегания вечномерзлых пород. При этом увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат и затрат на термостатирование скважин.

Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что температура закачиваемой горячей воды должна быть такой, чтобы при попадании через нагнетательные скважины в пласт она была равна пластовой температуре или превосходила ее. При температуре ниже пластовой за счет больших объемов прокачки происходит медленное охлаждение пласта, что в свою очередь в конечном итоге приведет к кристаллизации растворенных в нефти твердых парафинов и осаждающихся на них асфальтенах и смолах, т.е. асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Происходит изменение фазового состояния пластовой нефти - образование жидкой и твердой фаз.

Оба вышеуказанных технических решения обеспечивают разработку нефтяных месторождений с высокопарафинистыми нефтями (содержание парафина от 20 до 30%), характеризующихся тем, что пластовые нефти являются концентрированным раствором твердых парафинов в нефти, т.е. их концентрация уже близка к состоянию насыщенного раствора, а пластовая температура близка к температуре насыщения нефти парафином.

Вышеуказанные технические решения отличаются от предлагаемого решения тем, что предлагаемое решение реализуется в условиях залегания вечномерзлых пород, при низких пластовых температурах, для нефтей предельно насыщенных парафином без применения горячей воды. В пласт при определенных условиях закачивается холодная вода для поддержания и регулирования пластового давления (Pпл), не допуская снижения пластового давления до величины, равной давлению насыщения нефти газом (Рнас).

Основной особенностью данного типа месторождений является то, что несмотря на небольшую концентрацию растворенных в нефти высокомолекулярных парафиновых углеводородов пластовая нефть в условиях залегания в зоне вечномерзлых пород является фактически раствором парафинов в нефти близким к насыщенному раствору.

В связи с этим в изобретении решается задача добычи углеводородов в условиях залегания месторождений в зоне вечной мерзлоты, не нарушая фазового состояния пластового флюида.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтяных месторождений, насыщенных парафиновыми углеводородами и находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, для предотвращения образования твердой фазы, включающей парафиновые отложения, образующиеся при снижении пластового давления ниже давления насыщения из-за выделения растворенного газа, предварительно по разработанной авторами методике определяются условия образования твердой фазы, что позволяет за счет регулирования уровня добычи нефти, за счет подбора режима эксплуатации скважин при отборе нефти добывать однофазную пластовую нефть.

В разработанной авторами оригинальной методике по выявлению фазового состояния парафинов растворенных в нефти [Ашмян К.Д., Ковалева О.В., Никитина И.Н. Методика оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - №6. - С.11-14] учитывается не только изменение фазового состояния при изменении температуры пласта, но и влияние изменения давления и газосодержания пластовой нефти на фазовое состояние пластовой нефти при разработке. Регулярный контроль за изменением температуры насыщения нефти парафином в узком для данного типа нефтяных месторождений диапазоне позволяет оценивать насыщенность пластовой нефти парафином (Δ=tпл-tнас.пл) и вести разработку без применения специального (термостатированного) скважинного оборудования.

Сущность изобретения

Существует целый класс нефтяных месторождений, расположенных в зоне вечномерзлых пород, нефти которых насыщены парафином. Отличительной особенностью этих месторождений является то, что нефтяные месторождения, залегающие в условиях вечной мерзлоты, как правило, находятся в пластовых условиях в насыщенном состоянии, т.е. пластовое давление и давление насыщения нефти газом, в основном, близки или даже равны между собой. Содержащийся в нефти парафин также находится в насыщенном состоянии, несмотря на то, что количество парафина не превышает 2% по массе, минерализация пластовых вод так же практически представляет насыщенный солевой раствор. То есть это очень критичная к любому воздействию природная однофазная система.

Так, при снижении пластового давления ниже давления насыщения из пластовой нефти (содержащей растворенный газ и являющейся насыщенным раствором твердых парафинов в нефти) выделяется газовая фаза, при этом общий объем жидкой фазы уменьшается, но при этом автоматически увеличивается количество твердых парафинов в единице объема жидкой фазы (нефти).

До снижения давления концентрация твердых парафинов в нефти была предельной для данных условий залегания (пластового давления и пластовой температуры). После снижения пластового давления в силу вышеуказанных причин раствор твердых парафинов в нефти становится перенасыщенным и из него выпадает твердая фаза, т.н. ″парафин″.

Данный механизм изменения содержания растворенных в нефти компонентов будет продолжаться при снижении пластового давления независимо от количества содержащегося в нефти ″парафина″, т.к. раствор твердого парафина в нефти будет всегда становиться из насыщенного перенасыщенным. Малые концентрации содержащихся в нефти парафинов не являются определяющими в общепринятом понимании того, что данный раствор недонасыщен парафинами.

Фазовое состояние системы: газ - жидкость - твердая фаза пластовой нефти в соответствии с теорией фазовых равновесий зависит от давления, температуры и состава фаз. Изменение одного из этих параметров отражается на фазовом состоянии системы в целом, т.е. система будет всегда стремиться к равновесию.

Знание параметров, характеризующих текущее состояние залежи, а также проведение предварительного расчета поведения пластовой системы по разработанной авторами методике позволяет оценить процесс изменения фазового состояния насыщенной пластовой системы, а именно выделения из нефти растворенного газа, и как следствие, выпадения твердой фазы ″парафина″.

Указанная в изобретении задача достигается тем, что, используя методику, впервые в условиях залегания нефтей в зоне вечной мерзлоты, которые характеризуются низкими пластовыми температурами +8+12°C, а также небольшим содержанием парафинов от 0,5 до 2% по массе, получена возможность предварительно рассчитать условия изменения фазового состояния залежи в целом, а также в призабойной зоне и в стволе скважины, т.е. определить условия выделения твердой фазы (парафинов) из нефти, тем самым установить режим эксплуатации месторождения, исключающий выделение газа, при условии, когда пластовое давление ниже давления насыщения газом (Pпл<Pнас), что в условиях вечной мерзлоты приводит к необратимым отрицательным последствиям.

Контроль над фазовым состоянием пластовой нефти позволяет отказаться от использования технических устройств, призванных бороться с результатом неконтролируемого изменения фазового состояния пластовой нефти, т.е. данное явление возможно предотвратить за счет учета физико-химических свойств пластовой нефти.

Способ осуществляется следующим образом.

Из указанной методики известно, что для соблюдения условия фазового равновесия в однофазной области (пластовая нефть содержит растворенный газ и растворенные твердые парафины) должны соблюдаться условия уравнений (1).

где:

Δt - насыщенность пластовой нефти парафином;

tпл - пластовая температура;

tнас. пл. нефти - температура насыщения пластовой нефти парафином.

Температура насыщения нефти парафином - это температура, при которой нефть из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное: жидкость + твердая фаза (″парафин″).

Температура насыщения нефти парафином - комплексный параметр, зависящий от температуры, давления, газосодержания, состава высокомолекулярных парафинов и соотношения компонентов в АСПО.

В существующих известных технических решениях учитывается только влияние температуры нагнетаемой для поддержания пластовой температуры воды, чтобы поддержать соотношения tпл>tнас. пл. нефти [1], т.е. температура закачиваемой воды не должна быть ниже пластовой, что собственно и обеспечивает условия, при которых в нефтяном пласте не образуется вторая фаза - выделившийся из нефти парафин.

В начале разработки месторождения определение условий выделения АСПО из пластовой нефти проводится по методике оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях и заключается в следующем.

1. Предварительное выявление залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином, осуществляют с использованием уравнения:

где:

tнас. дег. - температура насыщения дегазированной нефти парафином;

C - содержание парафина в нефти, % масс. (для малопарафинистых, парафинистых и высокопарафинистых нефтей в диапазоне массового содержания парафина в нефти от 1,5 до 30%)

2. Оценка влияния давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях выполняется по уравнению:

где:

P - текущее пластовое давление, МПа,

G - газосодержание пластовой нефти, м33.

Коэффициенты 0,2 (в координатах °C/МПа) для давления и 0,1 (в координатах °C·м33) для газосодержания являются коэффициентами корреляции, которые были получены при обработке данных для различных месторождений, при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином.

Величина среднеквадратичного отклонения:

- коэффициента, учитывающего влияние на температуру насыщения нефти парафином, не превышает 2%;

- коэффициента, учитывающего влияние газосодержания, не превышает 5%.

Состояние нефти в пласте характеризуется температурой насыщения ее парафином tнас. пл. нефти (°C), а условия ее залегания - пластовой температурой tпл (°C). Разность значений этих параметров характеризует величину насыщенности нефти парафином в пластовых условиях Δ=tпл.-tнас.пл.нефти. На практике принято, что при Δ, равной 0°C, нефть насыщена парафином; при Δ≥10°C - нефть близка к насыщению парафином; при Δ≥10°C - нефть недонасыщена парафином.

Используя вышеприведенные уравнения (2) и (3), были проведены расчеты фазового состояния парафинов в пластовых нефтях на ряде месторождений Восточной Сибири (см. Таблицу), расположенных в зоне вечномерзлых пород с аномально низкими пластовыми температурами. Содержание парафинов в нефтях находится в диапазоне 1,41÷2,52 по массе. Расчеты показывают, что вышеуказанные нефтяные залежи находятся в состоянии, близком к насыщенному, т.е. Δ=tпл-tнас. пл. нефти находится в пределах 10÷12°C, а ботуобинский горизонт Среднеботуобинского месторождения уже является предельно насыщенным раствором парафина в нефти (Δ=-7°C), так же как и Осинский участок Талаканского месторождения, где Δ=-1°C и Δ=-5°C, т.е. выпадение ″парафина″ при вышеуказанных условиях уже произошло. При этом пластовое давление близко к давлению насыщения газом (Pпл=10 МПа, а Pнас=9,17 МПа).

Отрицательное значение Δt показывает, что процесс образования твердой фазы уже прошел и в пластовых условиях существуют две фазы - жидкая и твердая.

Для объективной оценки фазового состояния ″парафинов″ в пластовой нефти необходимо в расчетах принимать текущие значения пластового давления и газосодержания.

Таким образом, при эксплуатации нефтяного месторождения необходимо учитывать фазовое состояние твердых парафиновых углеводородов в пластовой нефти.

Технический эффект предлагаемого способа заключается в экономии энергоресурсов за счет закачки холодной воды и использовании обычных нетермостатируемых скважин, в преодолении недостатков, характерных при выпадении твердой фазы (АСПО), - снижении фильтрационных характеристик и, как следствие, уменьшении добычи нефти, а также ликвидации затрат на чистку парафиновых отложений в скважинном оборудовании.

Способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включающий контролирование фазового состояния пластовой нефти, отличающийся тем, что для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов, оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти, устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению, и при их содержании от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды, при этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи сырья углеводородной залежи на различных стадиях ее эксплуатации путем непосредственного воздействия на залежь упругими механическими колебаниями заданной интенсивности и частоты. Обеспечивает повышение эффективности механического воздействия на продуктивный пласт залежи, увеличение срока службы привода и уменьшение энергетических затрат. Сущность изобретения: привод вибровозбудителя содержит корпус с подводящим и отводящим каналами, ротор привода реактивного типа, изготовленный из металлокерамики, насаженный на вал-коллектор, который опирается на подшипники, запрессованные в корпус привода, и имеет сменный вкладыш из металлокерамики, выполненный с калиброванным отверстием по его оси и технологической заглушкой с гнездом для этого вкладыша. При этом устройство выполнено с возможностью вращения вала-коллектора от потока газа продуктивного пласта с частотой вращения, заданной проходным сечением калиброванного отверстия сменного вкладыша, выполненного с учетом дебита газовой скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода. Сущность изобретений: система для добычи нефти содержит: пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода; сепарирующее вещество, состоящее из агента гидролиза, эффективного для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода, агента окисления, эффективного для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода, или поглотительного газа, содержащего азот; и устройство для ввода в пласт указанного сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. При осуществлении способа на колонне насосно-компрессорных труб спускают два центробежных насоса, привод которых осуществляется установленным между ними погружным электродвигателем с двумя выходами вала для отбора мощности. Подача из верхнего центробежного насоса производится в колонну насосно-компрессорных труб. Нижний насос служит для разрушения связей кольматанта и его сброса, например, в шламоуловитель. Верхний насос предназначен для изменения динамического уровня жидкости в скважине и подачи добываемой жидкости на поверхность. Контроль и управление технологическим процессом освоения осуществляется с поверхности, например, станцией управления с частотным преобразователем погружного электродвигателя. Повышается технологическая и экономическая эффективность обработки призабойной зоны скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами. Сейсмоакустические исследования в процессе добычи нефти заключаются в том, что скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы. Регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли по профилю, и измеряют амплитудо-частотные параметры проходящих сквозь толщу пласта по всей его площади продольных и поперечных волн, вызванных деформацией породы упругими колебаниями скважинного акустического излучателя. Одновременно с процессом сейсмоакустических исследований упругими колебаниями скважинного акустического излучателя обеспечивают образование градиента давления для вытеснения нефти и добывают нефть. Технический результат - повышение точности результатов сейсмоакустического исследования, увеличение коэффициента извлечения нефти. 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте. Способ повышения продуктивности добывающих скважин заключается в применении технологии дилатационно-волнового воздействия. При этом осуществляют синхронизацию работы станков-качалок в скважинах, оснащенных оборудованием для создания дилатационно-волнового воздействия. Для обеспечения указанной синхронизации глубинное оборудование оснащают датчиками регистрации упругих колебаний и каналами передачи принятого сигнала на поверхность в шкаф управления работой станка-качалки. Причем синхронизация работы каждого станка-качалки на месторождении обеспечивается с частотой сигнала, генерируемого станком-качалкой задающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки за счет воздействия на пласты физическими излучениями с обеспечением эффективного фильтрационного притока нефти к скважинам и расширения функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия. Согласно изобретению определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов. При этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе. Анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых. Затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах. При этом данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям. 15 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором соляной кислоты с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют технологическую выдержку и вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. При этом за один цикл вакуумно-депрессионного воздействия откачивают порядка 0,01 м3 жидкости. При вакуумно-импульсном воздействии после задавки растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений количество импульсов назначают в 3-6 раз больше, чем при вакуумно-импульсном воздействии после задавки раствора соляной кислоты, при назначении объема извлечения прореагировавшего объема растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, равного объему закаченного растворителя. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 пр.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата. Сущность изобретения: отсекательная система включает оснащение скважины, по меньшей мере, одним пакером без или с обратным клапаном ниже его, соединенным, непосредственно или через одну или несколько труб, с посадочным ниппелем отсекателя, спуск и подъем на колонне труб электропогружного насосного агрегата. При этом отсекатель состоит из замка, корпуса с входным и выходным пропускными каналами, уплотнительных манжет, управляемого элемента и запорного узла. Согласно изобретению система снабжена полым хвостовиком, связанным гидравлически снизу с управляемым элементом отсекателя, а сверху - с полостью колонны труб над электропогружным насосным агрегатом. Для этого колонна труб и полый хвостовик, соответственно, выше и ниже электропогружного насосного агрегата, оснащены осевыми или эксцентричными верхней и нижней муфтами с отводами, соединенными между собой гидравлическим каналом, проходящим рядом с электропогружным насосным агрегатом. При этом верхняя муфта выполнена либо со сквозным осевым каналом, либо со сквозным не осевым каналом, либо со сквозным посадочным осевым каналом. Если верхняя муфта выполнена с посадочным осевым каналом, то в него спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра без или с боковым обратным клапаном. Нижняя муфта соединена гидравлически с телеметрией. Кроме того, полый хвостовик, без или с перепускным блоком, снабжен снизу разобщителем либо без, либо с инструментом спуска. При этом отсекатель, соответственно, либо спущен в скважину и установлен в посадочный ниппель отдельно до спуска в скважину электропогружного насосного агрегата, либо же спущен в скважину на спускном инструменте под полым хвостовиком и размещен в посадочный ниппель. При этом разобщитель под полым хвостовиком соединен с отсекателем или его управляемым элементом, или посадочным ниппелем. Отсекатель с замком снабжен уравнителем давления, а его уплотнительные манжеты установлены либо ниже, либо же ниже и выше выходного пропускного канала. Корпус и управляемый элемент отсекателя образуют рабочую камеру, соединенную через полый хвостовик и гидравлический канал с полостью колонны труб или дополнительной колонны труб над электропогружным насосным агрегатом. Управляемый элемент выполнен в виде поршня или плунжера, или сильфона с возможностью открывания и закрывания запорного узла, соответственно, при запуске и остановке электропогружного насосного агрегата, или же при целенаправленном создании и стравливании заданного избыточного давления в дополнительной колонне труб или колонне труб. Запорный узел выполнен в виде седла опорного и затвора упорного или в виде цилиндра и затвора плунжерного. Поршень или сильфон, или затвор подпружинен с заданным усилием. Отсекатель выполнен либо без, либо с регулирующим механизмом для фиксации положения управляемого элемента в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке. 3 н.п. ф-лы, 21 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% и более и извлекаемыми запасами не менее 40 тыс.т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами нефти в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньшее начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м3/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД. На данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м3/сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности. Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2 по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Наверх