Способ разработки нефтяного месторождения


 


Владельцы патента RU 2538553:

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

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат. Способ включает закачку в пласт дисперсной полимерной системы через нагнетательные скважины, которые сообщены через напорный коллектор и блок гребенки - БГ с кустовой насосной станцией - КНС. По способу с применением упомянутого оборудования водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером. Установку смешения сообщают с водоводом до КНС или после КНС, являющимся входным для БГ. Приготовленную на установке смешения дисперсную полимерную систему закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ, с возможностью поддержания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды. Это позволяет производить закачку дисперсной полимерной системы в необходимой концентрации. 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением методов увеличения нефтеизвлечения с помощью закачки установкой смешения (УС) компонентов с водой от кустовой насосной станции (КНС) в нагнетательные скважины различных составов через блок гребенки (БГ) КНС. Изобретение обеспечивает снижение эксплуатационных затрат и увеличение эффективности использования УС компонентов за счет применения новых технологических схем соединения УС с БГ.

Известен способ добычи нефти (патент RU №2292450, Е21В 43/22, C09K 8/88, опубл. 27.01.2007, бюл. №3), включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт состава, содержащего полиакриламид, соль алюминия и воду.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2298088, E21B 43/22, C09K 8/88, опубл. 27.04.2007, бюл. №12) на основе закачки в пласт водной дисперсии коллоидных частиц полиакриламида, или полисахарида, или эфира целлюлозы, содержащей полиоксихлорид алюминия.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2431741, E21B 43/22, опубл. 20.10.2011, бюл. №29) на основе закачки в пласт водного раствора анионного полимера, ацетата хрома и оксида цинка.

Недостатком всех аналогов предлагаемого способа является последовательная закачка составов отдельно в каждую скважину с ее устья. В результате при закачке составов в несколько скважин, сообщенных с одним БГ, необходимо выполнить дополнительные работы по доставке к каждой скважине УС компонентов, соединению УС с устьевой арматурой скважины, закачке состава в каждую скважину, демонтажу УС и транспортировке ее к другой скважине с повтором операций.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2418156, E21B 43/20, опубл. 10.05.2011, бюл. №13), включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины состава в виде дисперсной полимерной системы, представляющей собой дисперсию полимера, содержащую соли поливалентного металла, при необходимой концентрации (Сскв.), при этом предварительно выбирают нагнетательные скважины, сообщенные с одной гребенкой КНС. На установке смешения готовится дисперсная полимерная система с концентрацией компонентов (Суст.) в воде для каждого, определяемой по формуле

Суст.скв.·Vскв./Vуст.,

где Суст. - концентрация компонентов полимерной системы, приготовленной на установке, %;

Сскв. - необходимая концентрация компонентов полимерной системы, закачиваемой в скважины, %;

Vскв. - суммарная приемистость работающих скважин, м3/сут;

Vуст. - производительность установки смешения, м3/сут,

а приготовленная на установке дисперсная полимерная система дозируется в воду, идущую с гребенки КНС на выбранные скважины, закачку в которые полимерной системы производят с необходимой концентрацией (Сскв.) одновременно или последовательно с отключением скважин при завершении планового объема закачки и уменьшении приемистости не менее чем на 10% от первоначальной.

Однако этот способ закачки полимерных составов через БГ имеет следующие существенные недостатки:

- для соединения и разъединения выходного трубопровода УС с дренажной линией БГ необходимы значительные трудозатраты по закрытию и открытию всех задвижек на дренажной линии БГ;

- при близком расположении БГ от КНС закачка воды во входном трубопроводе БГ осуществляется при высоких значениях давления (свыше 10 МПа), поэтому соединение УС с входным трубопроводом БГ высокого давления снижает срок службы и промышленную безопасность применения УС, а также приводит к необходимости установки материалоемких трубопровода и задвижки для подачи воды на УС при высоком давлении;

- при закачке полимерных составов через БГ и одновременном проведении других геологических методов на участке месторождения, выбранном для полимерного воздействия, происходят скачкообразные изменения расхода воды во входном трубопроводе БГ, которые приводят к незапланированным изменениям концентраций компонентов в полимерных составах при закачке в скважины;

- при отсутствии дренажной линии БГ необходимо проведение материалоемких и трудозатратных подготовительных работ по установке дренажной линии.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются создание простого и эффективного способа разработки нефтяного месторождения, позволяющего сократить материалоемкие и трудозатратные подготовительные работы по установке дренажной линии, обеспечить необходимые концентрации компонентов в полимерных составах при закачке в скважины, увеличить срок службы УС и снизить материалоемкость трубопровода и задвижки для подачи воды на УС.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в пласт через нагнетательные скважины, сообщенные через напорный коллектор одного БГ, состава в виде дисперсной полимерной системы с необходимыми концентрациями компонентов в воде, приготовленной на установке смешения, которая входом сообщена с идущим на БГ водоводом, а выходом - со скважинами через идущие с БГ нагнетательные водоводы.

Новым является то, что водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером, установка смешения сообщена с водоводом до КНС или после КНС, являющимся входным для БГ, при этом приготовленные на установке смешения составы закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ с возможностью поддержания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды, позволяющей производить закачку полимерной системы в необходимой концентрации.

На чертеже изображена технологическая схема закачки полимерных составов установкой смешения во входной трубопровод БГ без дренажной линии.

Способ закачки полимерных составов во входной трубопровод БГ, сообщенный с напорным коллектором БГ, осуществляется в следующей последовательности. От источника водоснабжения (ИВ) 1 вода поступает через КНС 2 в БГ 3 для закачки в нагнетательные скважины. Одновременно часть воды с КНС 2 поступает на УС 4 для приготовления полимерных составов. Если при закачке воды давление во входном трубопроводе КНС 2 значительно меньше давления во входном трубопроводе БГ 3 и БГ 3 расположены достаточно близко от КНС 2, вода на УС 4 подается с приемного трубопровода КНС 2 по трубопроводу 5 с задвижкой 6. Это позволяет увеличить срок службы и промышленную безопасность применения УС 4, а также снизить материальные затраты на изготовление трубопровода 5 и задвижки 6, которые функционируют при меньшем давлении.

Если при закачке воды давление во входном трубопроводе КНС 2 незначительно отличается от давления во входном трубопроводе БГ 3 или БГ 3 удалена от КНС 2, вода на УС 4 подается с входного трубопровода БГ 3 через трубопровод 7 и задвижку 8. Приготовленные на УС 4 составы закачиваются по трубопроводу 9 с задвижкой 10 во входной трубопровод БГ 3 и далее в выбранные нагнетательные скважины.

Для исключения скачкообразных изменений расхода воды во входном трубопроводе БГ 3, приводящих к незапланированным изменениям концентраций компонентов в полимерных составах, дополнительно устанавливается расходомер 11 и регулируемая задвижка 12 для поддержания на одном уровне расхода воды на БГ 3.

Для исключения скачкообразных изменений расхода воды во входном трубопроводе БГ 3, приводящих к незапланированным изменениям концентраций компонентов в полимерных составах, дополнительно устанавливается расходомер 11 и регулируемая задвижка 12 для поддержания на одном уровне расхода воды на БГ 3.

Предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения с закачкой полимерных составов УС в напорный коллектор БГ сокращает материалоемкие и трудозатратные подготовительные работы по установке дренажной линии, обеспечивает необходимые концентрации компонентов в полимерных составах при закачке в скважины, увеличивает срок службы УС и снижает материалоемкость трубопровода и задвижки для подачи воды на УС.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины, сообщенные через напорный коллектор одного блока гребенки - БГ c кустовой насосной станцией - КНС, состава в виде дисперсной полимерной системы с компонентами в воде, приготовленной на установке смешения, которая входом сообщена с идущим на БГ водоводом, а выходом - со скважинами через идущие с БГ нагнетательные водоводы, отличающийся тем, что водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером, установка смешения сообщена с водоводом до КНС или после КНС, являющийся входным для БГ, при этом приготовленную на установке смешения дисперсную полимерную систему закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ, с возможностью поддерживания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды, позволяющей производить закачку дисперсной полимерной системы в необходимой концентрации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное начальному пластовому давлению), и направлено на повышение продуктивности скважин путем увеличения подвижности нефти за счет растворения в породе выделившегося из нефти газа при восстановлении пластового давления. Способ повышения подвижности нефти залежи применяется к залежам, разрабатываемым добывающими и нагнетательными скважинами. При осуществлении способа переводят добывающие скважины на другие залежи, консервируют добывающие скважины на период «подкачки» и «релаксации» залежи, ликвидируют добывающие скважины, при этом осуществляют постоянный контроль за величиной газового фактора и обводненностью. Данные действия позволяют ускорить процесс восстановления пластового давления за отсутствием отборов, понижающих пластовое давление. Остановленные добывающие скважины вводят в эксплуатацию по мере восстановления пластового давления залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, при этом осуществляют периодический запуск скважин для оперативного контроля над продуктивностью, обводненностью и величиной газового фактора. После чего бурят проектные добывающие скважины. 2 ил.

Изобретение относится к разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущения прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть, бурят строго друг под другом горизонтальные скважины. Часть скважин расположена над зоной газонефтяного контакта, часть - под зоной газонефтяного контакта. В верхние горизонтальные скважины нагнетают воду, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз - до зоны нефтяной оторочки. После этого выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии, имеющей повышенную вязкость, и увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается надежная изоляция нефтяной оторочки от газовой шапки в окрестности рассматриваемых скважин. Затем в те же, верхние, скважины закачивают гидрофобную жидкость - она также опускается вниз и, распределяясь в объеме пласта, создает над водонефтяной эмульсией еще один слой, который препятствует продвижению этой эмульсии вверх - в газовую часть пласта. Таким образом, закачка гидрофобной жидкости позволяет создать зону, непроницаемую для водонефтяной эмульсии, а последняя, в свою очередь, предотвращает попадание нефти в газовую шапку. После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - минимизация перекачки воды в нагнетательные скважины одной приемистости и исключение недозакачки воды в нагнетательные скважины другой приемистости при оптимизации энергетических затрат на закачку воды в системе кустовой закачки воды в пласт и стабилизации давления в водоводах. Система кустовой закачки воды в пласт включает собственно кустовую насосную станцию, запорно-регулирующую арматуру, насос, подводящий к насосу водовод, выкидной водовод, соединяющий насос и блок гребенки, систему разводящих водоводов с отводами на каждую нагнетательную высокоприемистую, среднеприемистую или низкоприемистую скважины. Отводы среднеприемистых скважин оснащены калиброванными штуцерами. Кустовая насосная станция предусматривает цикличный режим работы с периодическим повышением или понижением давления в подводящем водоводе. Подводящий водовод оснащен регулятором давления для снижения или повышения давления на входе насоса при соответствующем превышении или понижении давления уставки в подводящем водоводе. Давление уставки предварительно выбрано исходя из характеристик насоса. Насос дополнительно оснащен частотно-регулируемым приводом. Выкидной водовод оснащен датчиком давления, функционально связанным с частотно-регулируемым приводом насоса для поддержания заранее выбранного оптимального давления насосом в выкидном водоводе. При этом отводы высокоприемистых скважин оснащены соответствующими регуляторами расхода для обеспечения постоянного объема закачки в них воды. 1 ил., 2 табл., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи. По способу осуществляют разбуривание залежи скважинами по редкой сетке. Залежи исследуют с определением их гипсометрических отметок. Осуществляют строительство новых скважин и боковых или боковых горизонтальных стволов из существующих скважин в сторону максимальной нефтенасыщенности залежи. При этом проводят сейсморазведочные работы с определением нескольких нефтенасыщенных зон залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания. Дополнительно определяют наличие и расположение линий разломов. Строительство новых горизонтальных или наклонно направленных скважин производят по неравномерной сетке так, чтобы горизонтальный или наклонно направленный участок этих скважин проходил по выбранной нефтенасыщенной зоне с максимально возможной площадью фильтрации. Строительство боковых стволов и боковых горизонтальных стволов из существующих скважин осуществляют в сторону близлежащей нефтенасыщенной зоны с прохождением максимально возможной площади фильтрации после обводнения последних или снижения дебита нефти в них ниже рентабельного. Боковые стволы или боковые горизонтальные стволы проходят по зоне с эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м при наличии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов или не менее 4 м при отсутствии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов. Наклонно направленные боковые и боковые горизонтальные скважины проходят по нефтенасыщенной зоне перпендикулярно или под острым углом к линии разлома залежи, не пересекая линию разлома и на таком удалении, чтобы избежать быстрого обводнения добываемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - повышение надежности работы насосов и увеличение межремонтного периода их эксплуатации. Система поддержания пластового давления включает источник водоснабжения, насосы, низконапорные водоводы, соединяющие насос источника водоснабжения с дожимными насосами нагнетательных скважин, устья которых оснащены запорно-регулирующими устройствами. При этом низконапорные водоводы с максимально возможным давлением, превышающим максимально допустимое давление на входе соответствующего дожимного насоса, снабжены регуляторами давления. Эти регуляторы обеспечивают возможность снижения давления на входе дожимного насоса ниже максимально допустимого, но не ниже минимально допустимого для данного насоса в процессе эксплуатации. Регуляторы давления имеют принцип работы «после себя» во время ограничения расхода закачки в одну или несколько нагнетательных скважин либо полной их остановки. Дожимной насос рассчитан на давление на входе по аналитическому выражению. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины и стабилизация давления в подводящих водоводах. Система включает кустовую насосную станцию с насосом, подводящий к насосу водовод с датчиком давления, выкидной водовод насоса, блок гребенки, систему разводящих водоводов после насоса с расходомерами, запорно-регулирующую арматуру, низкоприемистые нагнетательные скважины с обратными клапанами и высокоприемистые нагнетательные скважины. При этом система предусматривает цикличный режим работы с циклами повышения и понижения давления в подводящем водоводе. Высокоприемистые нагнетательные скважины снабжены регуляторами расхода пружинного типа. На подводящем к насосу водоводе размещен регулятор давления, обвязанный байпасной линией с регулятором расхода и автоматизированной задвижкой. Эта задвижка функционально связана с кустовым контроллером. Он обеспечивает сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам. Автоматизированная задвижка выполнена с возможностью по сигналу контроллера обеспечения потока воды через байпасную линию для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины при суммарной недозакачке в них. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. Фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Наружная труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Диаметр колонны труб, на которых спускается фильтр, равен диаметру внутренней трубы фильтра. Внутренняя труба имеет длину большую, чем наружная. Наружную трубу размещают не ниже верхнего пласта, а внутреннюю - не ниже нижнего пласта. Между обсадной колонной и низом наружной трубы выше верхнего пласта устанавливают пакер, который позволяет жидкости из верхнего пласта попадать непосредственно в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Между обсадной колонной и низом внутренней трубы выше нижнего пласта также устанавливают пакер, который не позволяет попадать воде из нижнего пласта в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая в наружную трубу и затем в затрубное пространство, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. В скважину спускают на отдельных колоннах труб два фильтра. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Один фильтр имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Выше верхнего пласта устанавливают пакер для герметизации затрубного пространства. Фильтры выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта. Фильтр с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер, устанавливаемый между эксплуатационной колонной и фильтром с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта, а конец фильтра с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера. Пакер не позволяет жидкости из верхнего пласта перетекать в нижний пласт по межтрубному пространству. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в межтрубное пространство, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 1 ил.
Наверх