Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2527951:

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

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 может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения, который включает разбуривание месторождения по рядной неравномерной сетке скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Скважины нагнетательного ряда после переноса фронта вытесняющего агента в первые ряды добывающих скважин переводят в категорию добывающих и эксплуатируют их в режиме пластового давления ниже давления насыщения, но не ниже критического давления упругопластической деформации скелета продуктивного пласта до достижения предельно рентабельной обводненности. Далее проводят исследования по установлению пропластков с остаточной нефтенасыщенностью. Затем отбор продукции производят из скважин, имеющих наибольшее количество пропластков с остаточной нефтенасыщенностью и повышенную гипсометрическую отметку. Закачку возобновляют в скважины, расположенные в пониженных участках структуры (Патент РФ №2194153, опублик. 10.12.2002).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи нефти с подошвенной водой, согласно которому производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Под отбор нефти выбирают добывающие скважины, имеющие повышенные гипсометрические отметки пласта. Из стволов этих скважин удаляют задавочную жидкость. Заполняют их нефтью этой же залежи. Кровельную часть продуктивного пласта в этих скважинах вторично вскрывают в нефтяной среде скважин с образованием перфорационных отверстий глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Отбор нефти осуществляют периодически. При отборе нефти используют ствол скважины от устья как резервуар для отстоя и накопления нефти (Патент РФ №2151860, опублик. 27.06.2000 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, согласно изобретению, на залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньше 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.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается невыработанной вследствие недостаточного охвата воздействием по высоте залежи. Существующие способы разработки направлены на увеличение охвата воздействием по площади залежи, что не приводит к повышению выработки запасов по высоте. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет увеличения охвата воздействием залежи рабочим агентом по высоте. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление 12-14 МПа или равное начальному пластовому давлению 16 МПа, 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. При расстоянии до ближайшей добывающей скважины более 500 м в выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м3/сут, при расстоянии до ближайшей добывающей скважины менее 500 м ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% выше 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.

Пример конкретного выполнения

Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 900-1200 м, пластовое давление 12-14 МПа, пластовая температура 26-36°C, пористость 5-40%, проницаемость 5-1000 мДа, толщина продуктивного пласта 0,1-12 м, вязкость нефти 12-35 мПа*с, плотность нефти 0,865-0,925 г/см3, коллектор - песчаник-алевролит, тип залежи - массивный.

Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через 5 нагнетательных скважин и отбор пластовой продукции через 20 добывающих скважин.

На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами в объеме 3000 т, имеющий текущее пластовое давление 12-14 МПа, с обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99%, 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 1000 мД. На данном участке выбирают одну нагнетательную скважину, интервал перфорации которой составляет 1150-1165 м. Данный интервал согласно гипсометрических отметок расположен на 1 м и более интервала перфорации всех добывающих скважин данного участка. Расстояние до ближайшей добывающей скважины более 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений 5-50 м3/сут, т.е. менее 50 м3/сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже на 1 м и более, производят увеличение объемов закачки на 10-15% выше 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.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Расстояние до ближайшей добывающей скважины менее 500 м. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают закачку вплоть до полной остановки. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5-10% выше ранее прокачиваемых объемов.

В результате нефтеотдача залежи увеличилась на 1-2% и составила 1,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что на залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами 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.



 

Похожие патенты:
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.

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.
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.

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.
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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода.

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.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение параллельно расположенных добывающих горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта и отбора продукции. При этом предусматривают бурение в пластах с проницаемостью не более 2 мД не менее одной добывающей скважины. Сначала бурят одну горизонтальную скважину с углом между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтального ствола скважины от 30° до 60°. Проводят на ней многократный гидравлический разрыв пласта. Пускают скважину в работу. Если пластовое давление в процессе разработки снижается не более чем на 3% в год, то дальнейшую разработку ведут на естественном режиме без бурения нагнетательных скважин. Бурят остальные добывающие горизонтальные скважины параллельно первой из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составят не менее 50 тыс.т. при расстоянии между горизонтальными стволами не менее 100 м. На всех скважинах проводят многократный гидравлический разрыв пласта. При этом количество ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из аналитического выражения. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей. Сущность изобретения: способ включает создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева. Согласно изобретению вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, которая представляет собой фазный разделитель с давлением 0,3-0,5 от исходной величины давления в зоне залегания газовых гидратов и ресивер с управляемыми клапанами. Осуществляют сброс добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель пониженного давления и закачку нагретого осушенного газа в зону залегания газовых гидратов. Эти операции производят поочередно и таким образом, что инициируют в породе зоны залегания газовых гидратов тепловые барические волны, обеспечивающие уменьшение локального давления в порах породы зоны залегания газовых гидратов. 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на продуктивные пласты и предотвращение выброса из скважины добываемого продукта. Сущность изобретения: по способу в предварительно заглушенную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с приемной воронкой внизу. Воронка выполнена в виде отрезка трубы с внутренним конусом, меньший диаметр которого равен внутреннему диаметру насосно-компрессорных труб, а больший - меньше минимального проходного сечения скважины. Над приемной воронкой выше продуктивного пласта устанавливают и активируют пакер. Трубную задвижку фонтанной арматуры закрывают, устанавливают выше трубной задвижки лубрикатор с пороховым генератором давления. Геофизический кабель пропускают через сальниковое устройство, установленное выше лубрикатора. Закрывают вентиль выравнивания давления, открывают трубную задвижку. После этого спускают пороховой генератор давления на геофизическом кабеле ниже приемной воронки в интервал продуктивного пласта скважины. На спирали накаливания, установленные в пороховых зарядах, по геофизическому кабелю подают напряжение. Пороховые заряды воспламеняют, обеспечивают механическое, тепловое и физико-химическое воздействие на продуктивный пласт. После обработки продуктивного пласта делают временную выдержку. Затем на геофизическом кабеле несгоревшие части порохового генератора давления через приемную воронку поднимают в лубрикатор, перекрывают трубную задвижку, открывают вентиль выравнивания давления. Внутри лубрикатора давление выравнивают с атмосферным и отсоединяют лубрикатор. При этом приемную воронку выполняют с возможностью предохранения пакера во время горения пороховых зарядов, а временную выдержку после обработки продуктивного пласта принимают не менее пяти минут. 3 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами. Технический результат - экономия времени и средств на осуществление способа за счет выполнения нескольких действий за одну спускоподъемную операцию. Способ включает проведение ремонтно-изоляционных работ, «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны гидромеханическим перфоратором с рабочим органом, оснащенным гидромониторными каналами, закачку герметизирующей композиции в перфорационные отверстия, установку моста внутри эксплуатационной колонны и последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта. При этом за одну спускоподъемную операцию перфоратора производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале ниже продуктивного пласта и выше водоносного пласта. Осуществляют одновременную герметизацию образованных отверстий интервала и установку моста внутри эксплуатационной колонны путем подачи тампонажной композиции через перфоратор. Производят обратную промывку перфоратора при его подъеме к продуктивному пласту, реперфорацию и освоение которого осуществляют этим же перфоратором.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП. По способу закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают нефть через добывающие скважины и проводят первичные и повторные ГРП в скважинах. При повторных ГРП выполняют перфорацию пластов плотностью не менее 10 отверстий на погонный м интервала ГРП. Массу проппанта закачивают не менее чем на 10% больше массы проппанта при первичном ГРП. Конечную концентрацию проппанта увеличивают в сравнении с первичным ГРП не менее чем на 10%. Объем загрузки полимерного гелеобразователя в сравнении с первичным ГРП уменьшают не менее чем на 10%. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания. При этом, нагнетательные скважины оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами и отбирают продукцию скважины из каждого участка. При этом при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения профиля притока устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м. Насосы размещают последовательно на одной колонне труб. Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Одновременно с циркуляцией раствора кислоты осуществляют подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт осуществляют со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри НКТ. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора ПАВ в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой. Промывают ствол скважины. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. При этом прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ. Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки скважины. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающий спуск в скважину на колонне труб установленные последовательно снизу вверх гидроимпульсное устройство и струйный насос. Подают жидкостную среду в гидроимпульсное устройство и воздействуют этой средой на прискважинную зону продуктивного пласта с одновременной откачкой с помощью струйного насоса жидкостной среды вместе с кольматирующими частицами на поверхность. Дополнительно на колонне насосно-компрессорных труб перед гидроимпульсным устройством установлен глубинный манометр. Причем в качестве гидроимпульсного устройства используют ротационный гидравлический вибратор для создания гидромониторного и импульсно-кавитационного истечения вдоль интервала перфорации. Воздействие на структуры пласта с флюидом осуществляют путем возбуждения резонансных колебаний столба жидкости в скважине за счет совпадения частоты пульсаций ротационного гидравлического вибратора и собственной резонансной частоты обсадной колонны с флюидом, находящейся ниже ротационного гидравлического вибратора и являющейся резонатором типа «органная труба». Требуемую частоту колебаний f, Гц, определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности проводимых исследований и обработки прискважинной зоны пласта с совмещением воздействий гидромониторным эффектом на перфорационные отверстия или фильтры эксплуатационной колонны и импульсно-кавитационным истечением на структуру пласта с флюидом с контролем параметров обработки. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения оптимального режима закачки воды при заводнении и снижения расходов на добычу нефти. При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции. На остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки. При циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды. Насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции. Электропривод насосов выполняют частотно регулируемым. При этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции. При уменьшении расхода рабочего агента и увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. При увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции. Продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины. Продолжительность полного или частичного перекрытия подводящего водовода назначают не менее 2 час и не более 4 час в сутки. Полное или частичное перекрытие подводящего водовода назначают с учетом времени контроля мощности электросети. 1 пр.
Наверх