Способ разработки газонефтяной залежи



Способ разработки газонефтяной залежи
Способ разработки газонефтяной залежи
Способ разработки газонефтяной залежи
Способ разработки газонефтяной залежи

Владельцы патента RU 2543009:

Общество с ограниченной ответственностью "Петролеум Технолоджис" (RU)

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 скважинной 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.

Известен способ разработки газонефтяной залежи, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание воды и создание барьерного заводнения, т.е. изоляции частей пласта, содержащих газ и нефть, после чего осуществляют раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через соответствующие скважины. Недостатком данного способа является низкий дебит скважин, продуцирующих высоковязкую нефть, и возможность образования водяных «языков» с последующим прорывом воды в нефтяные скважины, приводящим к нерентабельности их эксплуатации [1].

Известен также способ разработки газонефтяной залежи с использованием горизонтальных скважин, причем одна из них расположена выше газонефтяного контакта, а другая - ниже водонефтяного контакта (т.е. ниже газонефтяного контакта) и нагнетанием воды для образования барьера над газонефтяным контактом [2]. Недостатком данного способа является возможность разрушения водяного барьера, разделяющего пласт на две области, содержащие газ и нефть.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет исключения образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии, в обеспечении самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущении прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. Способ поясняется следующими чертежами:

Фиг. 1 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины перед началом закачки водонефтяной эмульсии.

Фиг. 2 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.

Фиг. 3 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности перед началом закачки водонефтяной эмульсии.

Фиг. 4 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.

На всех фигурах: 1 - нефтяная (нефтедобывающая) скважина, 2 - газовая (газодобывающая) скважина, 3 - газонасыщенная часть пласта, 4 - нефтенасыщенная часть пласта, 5 - водонасыщенная часть пласта.

Сущность изобретения заключается в следующем.

На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей нефть вязкостью более 180 сП и плотностью более 900 кг/м3, предусматривают бурение горизонтальных протяженных скважин. При этом горизонтальные скважины располагаются строго друг под другом: параллельными (при этом, если скважины были перфорированы, зоны перфорации верхней и нижней горизонтальных скважин могут располагаться в шахматном порядке) или скрещенными. Часть скважин будет расположена над зоной газонефтяного контакта, нижняя - 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 - через такой слой сложно проникнуть газу и, кроме того, увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается довольно 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. Этим обеспечивается достижение технического результата изобретения.

После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние (позиции на чертежах 1 и 2).

Объемы воды и гидрофобной жидкости определяются по формуле

Q=A*h*ε*k1*k2,

где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;

A - площадь газонефтяного контакта, м2;

h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости, м;

ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта, безразмерная величина;

k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5;

k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В качестве гидрофобной жидкости могут использоваться гидрофобные эмульсии (патенты на изобретение №№: 2241830, №: 2281385, №2257469), а также водный раствор Al2(SO4)3 и др.

Для контроля над процессом перемещения вниз нагнетаемой воды за счет уменьшения гравитационных сил в нее можно добавлять любой газ (предпочтительно, азот или, например, углекислый газ). При этом удельный вес уменьшается, и скорость фильтрации воды вниз будет снижаться.

Для увеличения прочности слоя водонефтяной эмульсии в закачиваемую воду может добавляться поверхностно-активное вещество (ПАВ), в качестве которого могут использоваться альфа-олефин сульфонат натрия (AOS), лауриламидопропил бетаин (LAB-35), лауретсульфат натрия (SLES), кокамидопропиламин оксид (CAO-30), линейная алкилбензоловая сульфокислота (LABSA), биоПАВ (США №440908), биоПАВ УНИ-РЕМ-Э-7. Использование ПАВ повышает стабильность водонефтяной эмульсии и способствует более полному вытеснению газовых пузырьков из малых пор с замещением их водонефтяной эмульсией, что повышает охват залежи эффектом от применения технологии.

Расположение зон перфорации (если она была произведена) в шахматном порядке при параллельном размещении скважин обеспечивает исключение или уменьшение размеров нефтяных «линз» с высокой вязкостью, поскольку траектория движения границы раздела воды и нефти приобретает горизонтальную составляющую, способствующую вытеснению нефти.

Способ реализуют следующим образом.

В верхнюю горизонтальную скважину нагнетают порцию воды, которая под действием сил гравитации начинает опускаться в пласте вниз до зоны нефтяной оторочки, после чего выдерживают паузу, в течение которой происходит контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, который изолирует друг от друга части пласта, заполненные газом и нефтью, с последующей закачкой гидрофобной жидкости в объеме, исключающем проникновение водонефтяной эмульсии и нефти в газовую зону пласта, после чего начинают раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через верхнюю и нижнюю горизонтальные скважины соответственно.

Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений опробован на цифровых моделях с условиями, идентичными Русскому нефтегазовому месторождению.

Разрабатываемая газовая залежь с нефтяной оторочкой имеет следующие характеристики: залежь имеет сложное геологическое строение, расположена на глубине 660-920 м, пластовое давление 7.9-9.4 МПа, пластовая температура 13.5-22°C, оторочка высоковязкой нефти ~80 м, обширная метановая газовая шапка, проницаемость 3-2500 мД, нефтенасыщенность 60-85%, плотность пластовой нефти 0,941 г/см3, вязкость нефти ~180 сП, пористость - 32%. ГНК условно принят - 792 м.

Смоделированы три сценария реализации технологии - с различными составами гидрофобной жидкости и разным объемом воды на первой стадии:

1) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 982800 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 196560 м3 с последующей выдержкой 14 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости использовался следующий состав эмульсионной композиции: эмульгатор ЯЛАН-Э2 - 3931 м3; дизельное топливо - 78624 м3; минерализованная вода, плотностью 1200 кг/м3 - 114005 м3;

2) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1097460 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 219492 м3 с последующей выдержкой 5 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости в скважину закачали жидкость, состоящую из 43898 м3 легкой нефти, 166814 м3 минерализованной воды и 8780 м3 НЕФТЕНОЛа (углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина);

3) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1228500 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 250000 м3 с последующей выдержкой 48 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости моделировался 20%-ный водный раствор Al2(SO4)3.

Объем гидрофобной жидкости для закачки в пласт определялся по ранее приведенной формуле

Q=A*h*ε*k1*k2,

где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;

A - площадь газонефтяного контакта: в рассматриваемом примере определялась с использованием геологических карт месторождения графическим методом, равна 1300000 м2;

h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости: в рассматриваемом примере принята равной 0,5 м;

ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта: для Русского месторождения определена по результатам анализа керна и равна 0,3;

k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5. В рассматриваемом примере на основе сопоставления результатов анализа керна по разным частям Русского месторождения принят равным 2,1.

k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В данном примере для разных сценариев величина переменная, зависящая от конкретных свойств гидрофобной смеси (жидкости), принят равным 2,4 в сценарии 1; 2,68 - в сценарии 2; 3,0 - в сценарии 3.

После этого начали эксплуатацию газовой шапки и нефтяной оторочки. При этом перемещения водонефтяного контакта и образования газовых «языков» на протяжении нескольких лет обнаружено не было (в пределах погрешности измерения). Газовый фактор в нефтяных скважинах соответствовал исходному газосодержанию нефти, а в продукции газовых скважин нефть отсутствовала, что свидетельствовало о достаточном количестве закачанной воды и гидрофобной жидкости.

Положение водонефтяного контакта в модели контролировалось через куб нефтенасыщенности; на практике это осуществимо через вертикальные контрольные пьезометрические скважины, добыча или закачка через которые не ведется.

Таким образом, заявленный технический результат, заключающийся в:

а) повышении коэффициента извлечения нефти за счет предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии,

б) обеспечении параллельной независимой эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки при недопущении прорыва газа в нефтяную часть пласта и нефти в газовую,

реализуется в полной мере.

1. Способ разработки газонефтяной залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности, предусматривающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и отбор жидкости, отличающийся тем, что дополнительно бурят пары расположенных друг под другом горизонтальных скважин, первая скважина в паре располагается над зоной нефтегазового контакта, а вторая - ниже него, при этом зоны перфорации (если перфорация проводилась) верхней и нижней горизонтальных скважин при параллельном расположении располагаются в шахматном порядке; затем в первую скважину нагнетают порцию воды, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз до зоны нефтяной оторочки, для чего выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, - этот слой изолирует части пласта, заполненные газом и нефтью, друг от друга, после чего в верхнюю скважину закачивают гидрофобную жидкость в объеме, исключающем проникновение нефти в газовую зону пласта, при этом объем воды или гидрофобной жидкости определяют по формуле
Q=A*h*ε*k1*k2,
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;
A - площадь газонефтяного контакта, м2;
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости, м;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта, безразмерная величина;
k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5;
k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в закачиваемую воду добавляют любой газ (предпочтительно, азот или, например, углекислый газ).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в воду добавляется поверхностно-активное вещество (ПАВ).



 

Похожие патенты:

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.

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, 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.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью. Технический результат - повышение эффективности управления кустом скважин. Способ предусматривает использование добывающих скважин. Среди них одну или несколько скважин оборудуют насосной установкой с возможностью изменения подачи. У каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых осуществляют добычу. На устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти. Продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин. Куст содержит одну или более нагнетательных скважин. У каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку. Определяют приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки. Исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой. Закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод. Определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, использующих одни пласты. Для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче. Замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины. На устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество. Замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера. Для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени. Для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважины, ведущей закачку в тот же пласт. Для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах. На основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин. Причем система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-02-27 2015-02-27T12:35:27
Наверх