Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти



Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти
Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти

 


Владельцы патента RU 2541961:

Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное к 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.

Известен способ обратного насыщения пластовой нефти газом в процессе восстановления давления по экспериментальному изучению обратного растворения газа в пористой среде в лабораторных условиях (Cheney M.G.: «Reservoir oil resaturation with gas during pressure build-up», Journal of Petroleum Technology, Vol.10/1, January 1958). Фазовое равновесие достигается за короткие промежутки времени, соответствующие шагу изменения давления. Гистерезис по давлению не установлен.

С точки зрения промыслового опыта альтернативный подход к изучению возможности растворения выделившегося из нефти газа был предложен в 1958 г. в ходе анализа процесса разработки нефтяного месторождения Чимир (Оринокский нефтегазоносный бассейн, Венесуэла). Сравнение результатов расчетов с эмпирическими данными подтверждает справедливость гипотезы обратного растворения выделившегося из нефти и находящегося в защемленном состоянии газа при восстановлении пластового давления.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является преодоление тенденций стагнации: прогрессирующего роста обводненности продукции добывающих скважин, снижения темпов отбора, увеличения кратности запасов во времени.

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности восстановления пластового давления, увеличении подвижности нефти на временно остановленных участках и снижении обводненности продукции. Ввод в эксплуатацию скважин 12 производят по мере того, как восстанавливают пластовое давление, осуществляя при этом постоянный контроль обводненности и величины газового фактора в скважинах 9.

Указанный технический результат достигается тем, что способ повышения подвижности нефти залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, заключается в том, что осуществляют ревизию фонда скважин: 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; бурят проектные нагнетательные скважины и осуществляют в них постоянную закачку воды до восстановления пластового давления до начального; особенностью является то, что остановленные ранее 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 этого бурят новые скважины и вводят их в эксплуатацию с ограничением забойного давления выше давления насыщения

На фиг.1 представлен схематический порядок действий по восстановлению участков месторождения. Приняты следующие обозначения:

1 - этап работ, связанный с реконструкцией существующей инфраструктуры; 2 - этап работ, связанный с восстановлением пластового давления; 3 - этап работ, связанный восстановлением продуктивности скважин; 4 - этап работ, связанный бурением новых скважин, проведением ГТМ.

На фиг.2. представлено схематично восстановление продуктивности скважин на примере длительно разрабатываемого участка. Под длительно разрабатываемым участком в настоящем изобретении будем понимать локальный участок залежи, который разрабатывался к настоящему времени, по меньшей мере, 10-15 лет. Приняты следующие обозначения: 5 - действующая добывающая скважина; 6 - действующая нагнетательная скважина; 7 - добывающая скважина, подлежащая ликвидации; 8 - добывающая скважина, подлежащая переводу в консервацию; 9 - добывающая скважина, в которую производится спуск контрольно-измерительной аппаратуры, в настоящем изобретении будем называть такие скважины пьезометрическими; 10 - добывающая скважина, эксплуатация которой прекращается на залежи посредством ее цементирования, изоляции; 11 - проектная нагнетательная скважина; 12 - проектная добывающая скважина; 13 - граница участка опытно-промышленных работ (ОПР). Под участком опытно-промышленных работ в настоящем изобретении будем понимать локальный участок залежи, на котором проводят апробацию новых технологий, в том числе и для того, чтобы отрицательные результаты не ухудшили условия дальнейшей разработки.

Способ включает восстановление подвижности нефти за счет растворения выделившегося из нефти свободного газа с последующим обеспечением высоких темпов отбора при вводе в эксплуатацию проектных добывающих скважин 12.

Признаками изобретения являются:

а - разработка залежи производится действующими добывающими скважинами 5 и действующими нагнетательными скважинами 6;

б - консервируют добывающие скважины 8, которые еще не выполнили свое проектное назначение и имеют удовлетворительное техническое состояние и могут быть использованы для дальнейшей разработки залежи, располагающиеся в зоне высокими остаточными запасами, на период восстановления пластового давления;

в - ликвидируют добывающие скважины 7, находящиеся в аварийном состоянии, дальнейшая эксплуатация которых невозможна по техническим причинам;

г - прекращают эксплуатацию добывающих скважин 10, выполнивших свое проектное назначение либо находящихся в зонах с низкими остаточными запасами, изолируя от залежи;

д - закачка воды через нагнетательные скважины 6, 11 до восстановления пластового давления до начального уровня;

е - увеличение подвижности нефти при обратном растворении свободного газа в нефти;

и - дальнейшую разработку залежи осуществляют добывающими скважинами 5, 8, 12 при условии восстановления продуктивности при периодической закачке воды нагнетательными скважинами 6, 11;

к - контроль над обводненностью и величиной газового фактора в зоне скважин 9.

Признаки а-д являются общими с существующими способами, признаки е-к являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Вначале переводят добывающие скважины 10 на другие залежи (под другой залежью в настоящем изобретении будем понимать залежь, которая гидродинамически не связана с рассматриваемой), переводят добывающие скважины 8 в консервацию, производят ликвидацию добывающих скважин 7, осуществляют оперативный контроль над залежью разработкой посредством пьезометрических скважин 9.

Бурят проектные нагнетательные скважины 11. Затем восстанавливают пластовое давление залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, посредством закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11. Производят закачку воды без осуществления отборов жидкости (газожидкостной смеси) добывающими скважинами 8, что позволяет восстановить пластовое давление до начального за 1-2 года, для достижения максимальных темпов отбора жидкости при минимальной обводненности продукции.

При подтверждении восстановления продуктивности в области расположения пьезометрических скважин 9 вводят в эксплуатацию добывающие скважины 8 на этом участке залежи, бурят новые проектные добывающие скважины 12 на этой же залежи и вводят их в эксплуатацию.

Способ осуществляют следующим образом.

Выполняют работы этапа 1.

Осуществляют ревизию фонда скважин: переводят добывающие скважины 10 на другие залежи, переводят добывающие скважины 8 в консервацию, производят ликвидацию добывающих скважин 7, переводят скважины 9 в пьезометрические для осуществления оперативного контроля над разработкой.

Организуют систему ППД, состоящую из действующих нагнетательных скважин 6 и проектных нагнетательных скважин 11, пробуренных на этой залежи.

Выполняют работы этапа 2.

Восстанавливают пластовое давление за счет закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11. В последующем производят подкачку воды в периодическом режиме в скважинах 6, 11 при постоянном контроле за величиной газового фактора и обводненностью в скважинах 9.

Выполняют работы этапа 3.

Период «релаксации». Под периодом «релаксации» в настоящем изобретении будем понимать процесс установления в пласте начального равновесия. С увеличением пластового давления происходит процесс обратного растворения газа в нефти, что в свою очередь приводит к увеличению подвижности нефти. На данном этапе не проводят какие-либо операции с добывающими скважинами 8, лишь продолжают осуществлять закачку воды в скважинах 6, 11. Процесс увеличения подвижности нефти может занимать до 3 лет и зависит от текущего состояния по пластовому давлению.

Выполняют работы этапа 4.

Проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9, вводят их в эксплуатацию совместно с законсервированными добывающими скважинами 8 при забойном давлении, превышающем давление насыщения.

Проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9.

Ключевыми факторами для восстановления продуктивности добывающих скважин 8 являются то, что сначала снижают обводненность продукции добывающих скважин 8, а лишь затем увеличивают дебиты нефти за счет обратного растворения в нефти выделившегося газа.

Пример конкретного выполнения.

Залежь разрабатывается добывающими скважинами 5, 7, 8, 9, 10 и нагнетательными скважинами 6. В настоящий момент времени залежь разрабатывается 20 лет и характеризуется низким пластовым давлением порядка 10-12 МПа при глубине залегания 3300-3500 м. Залежь имеет сильную вертикальную анизотропию по проницаемости и состоит из разных по характеру смачиваемости прослоев (гидрофильные, гидрофобные). Исходное соотношение проницаемостей нефти по гидрофильному и гидрофобному коллектору 1:14.

Уже в первые годы вследствие неоптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин 5, 7, 8, 9, 10, дисбаланса закачки воды в нагнетательных скважинах 6 и добычи жидкости в скважинах 5, 7, 8, 9, 10 проводимость коллектора по нефти снизилась более чем в 9 раз, в то время как по воде осталась практически неизменной. Вследствие выделившегося в процессе эксплуатации скважин газа текущая фазовая проницаемость составляет: по гидрофильному коллектору 2 мД, по гидрофобному коллектору фильтрация нефти, по сути, отсутствует. Соотношение подвижности нефти по гидрофильному коллектору и воды по гидрофобному коллектору достигло 1:120. Подвижность воды в системе фаз доминирует, что и объясняет стремительный прорыв воды к забою добывающих скважин.

На первом этапе оставляют добывающие скважины 5 в работе. Добывающие скважины 7 в силу их аварийного состояния или обводненности более 95% ликвидируют; добывающие скважины 8, которые не обводнились и расположены в зоне с высокими остаточными запасами порядка 50% временно консервируют; останавливают скважины 9, спускают в них контрольно-измерительную аппаратуру и осуществляют контроль за величиной газового фактора и обводненностью в зоне этих скважин; изолируют добывающие скважины 10 и прекращают их эксплуатацию на залежи.

Бурят проектные нагнетательные скважины 11 и осуществляют в них и нагнетательные скважины 6 закачку воды на репрессии 15-20 МПа.

На втором этапе восстанавливают пластовое давление за счет закачки воды нагнетательными скважинами 6, 11 до 20-22 МПа. В последующем производят подкачку воды в периодическом режиме в скважинах 6, 11 для поддержания данного пластового давления при постоянном контроле за величиной газового фактора и обводненностью в скважинах 9.

На третьем этапе проходит так называемый период «релаксации». С увеличением пластового давления до начального происходит процесс обратного свободного растворения газа в нефти, подвижность нефти увеличивается. Процесс увеличения подвижности нефти может занимать до 3 лет и зависит от текущего состояния по пластовому давлению.

На четвертом этапе проводят ГТМ на действующих добывающих скважинах 5 и бурят проектные добывающие скважины 12 при подтверждении восстановления продуктивности в зоне скважин 9, вводят их в эксплуатацию совместно с законсервированными добывающими скважинами 8 при забойном давлении 16 МПа, превышающем давление насыщения.

Способ повышения подвижности нефти залежи, разрабатываемой добывающими и нагнетательными скважинами, заключающийся в том, что осуществляют ревизию фонда скважин путем перевода ряда добывающих скважин на другие залежи, на консервацию на период «подкачки» и «релаксации» залежи, в пьезометрические, ликвидацию добывающих скважин, затем бурят проектные нагнетательные скважины, восстанавливают пластовое давление залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, путем закачки воды в нагнетательные скважины, при этом осуществляют оперативный контроль над продуктивностью, обводненностью и величиной газового фактора, по мере восстановления пластового давления залежи бурят проектные добывающие скважины и вводят их в эксплуатацию совместно с ранее законсервированными добывающими скважинами с ограничением забойного давления выше давления насыщения.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения их охвата. Способ включает циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта. Переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации. Состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой. Цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют. Пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия. Минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системе поддержания пластового давления. Устройство включает полый корпус с крышкой, в которой выполнены каналы подачи рабочего агента, и дном с выпускным каналом, расположенным в нем концентрично и имеющем площадь поперечного сечения, большую площади поперечного сечения канала подачи рабочего агента для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган, который образует с корпусом рабочие камеры. Подвижный рабочий орган выполнен в виде усеченного эллипса, установленного в корпусе на опоре скольжения и выполненного в виде оси с соотношением длин плеч верхнего и нижнего концов 1:2. В рабочем органе выполнен канал с возможностью сообщать рабочую камеру, опору скольжения с выпускным каналом дна корпуса, под дном расположена насадка с сообщающимся выпускным каналом и с радиальными отверстиями одинаковой площади поперечного сечения. Общая площадь поперечного сечения отверстий равна площади поперечного сечения выпускного канала. Нижняя поверхность крышки и верхняя поверхность дна выполнены в виде образующей цилиндра с возможностью перемещения по ним верхнего и нижнего плеч рабочего органа и изоляцией рабочих камер. Технический результат заключается в повышении длительной эффективности стационарной импульсной закачки жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Наверх