Способ разработки углеводородных месторождений


 


Владельцы патента RU 2545580:

Гуторов Юлий Андреевич (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа для поддержания пластового давления в продуктивном пласте. Задача изобретения - снижение трудозатрат при осуществлении технологии закачки попутного газа в нефтяные скважины для поддержания пластового давления при эксплуатации углеводородных залежей и повышения их продуктивности. По способу осуществляют вторичное вскрытие интервалов скважины напротив газонасыщенной части продуктивного пласта - газовой «шапки» и напротив нефтенасыщенной части пласта. В скважину спускают насосно-компрессорную трубу - НКТ. Осуществляют изоляцию пакером газовой «шапки». Закачивают газ в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбирают продукцию с помощью скважинного насоса. Вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов. Затем спускают в скважину две коаксиально установленные НКТ разного диаметра. НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают их скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа. НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют их с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора. Производят отбор нефти через НКТ меньшего диаметра. Закачку отсепарированного газа осуществляют через НКТ большего диаметра. При этом отсепарированный газ под давлением подают в межпакерное пространство в газонасыщенную часть пласта над газонефтяным контактом - ГНК, поддерживая энергию пласта на постоянном уровне. По мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта границу ГНК постепенно перемещают по мощности пласта от кровельной к подошвенной части, обеспечивая постепенный темп снижения отбора нефти. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа, образующегося при разработке и эксплуатации нефтяных или газоконденсатных месторождений, для поддержания пластового давления.

Известен способ разработки залежи углеводородного сырья (Пат. РФ №2416023, заявл. 29.10.2009, опубл. 10.04.2011). По способу закачивают попутный газ через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ, и/или пластовую воду, или пласт, расположенный ниже продуктивного пласта. Поддерживают начальное давление закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте. Регистрируют изменение объемов и давления закачиваемого попутного газа. После стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт.

Целью известного способа является размещение и временное хранение в пределах разрабатываемого месторождения значительных объемов попутного газа. При этом повышение давления в продуктивном пласте носит второстепенный характер.

Известна также технология закачки газа в газовую «шапку», находящуюся выше газонефтяного контакта (ГНК), целью которой является сохранение упругой энергии (давления) пласта независимо от количества отобранной продукции (Пат. РФ №2449115, «Способ разработки газоконденсатной залежи». Заявл. 29.04.2010, опубл. 22.04.2012).

Способ содержит вторичное вскрытие двух интервалов скважины: верхний - напротив газовой «шапки» и нижний - напротив части пласта насыщенной газовым конденсатом, спуск в скважину насосно-компрессорной трубы (НКТ), изоляцию пакером газовой «шапки» и отбор продукции из обоих интервалов в режиме истощения пластовой энергии.

Недостатком известного способа является необходимость доведения эксплуатируемого пласта до режима истощения, что приемлемо для газоконденсатной залежи, поскольку интенсифицирует процесс гидратообразования, но не приемлемо для нефтяной залежи, поскольку снижает ее газовый фактор, что соответственно приводит к увеличению вязкости нефти и падению продуктивности пласта. Кроме того, в способе используют не попутный газ, а специально подведенный через систему трубопроводов сухой углеводородный газ, что сопряжено с дополнительными трудозатратами из-за дороговизны процесса консервации запасов сухого газа.

Задача заявляемого изобретения заключается в снижении трудозатрат осуществления технологии закачки попутного газа в нефтяные скважины для поддержания пластового давления при эксплуатации углеводородных залежей и, соответственно, повышения их продуктивности. При этом упрощается задача утилизации попутного газа.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки углеводородных месторождений, содержащем вторичное вскрытие двух интервалов скважины: верхний - напротив газонасыщенной части продуктивного пласта (газовой «шапки») и нижний - напротив нефтенасыщенной части пласта, спуск в скважину насосно-компрессорной трубы (НКТ), изоляцию пакером газовой «шапки», закачку газа в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбор продукции с помощью скважинного насоса, вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов, затем спускают в скважину две коаксиально установленные насосно-компрессорные трубы (НКТ) разного диаметра, при этом НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа, а НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора.

На прилагаемой фигуре показана схема установки оборудования для добычи нефтепродуктов, установленного в скважине, и наземного оборудования для отделения попутного газа от нефти.

Оборудование для реализации способа содержит: обсадную колонну 1, с двумя пакерами 2 и 3, отделяющие газонасыщенную часть 4 пласта и нефтенасыщенную часть 5 пласта, при этом в газонасыщенной части 4 и в обсадной колонне 1 вырезаны радиально направленные дренажные каналы 6 большой протяженности в глубь пласта, не менее 1 м, а напротив нефтенасыщенной части 5 пласта произведена перфорация 7 обсадной колонны. В обсадную колонну 1 спущены две коаксиально установленные НКТ разного диаметра, при этом НКТ 8 меньшего диаметра установлена на уровне нефтенасыщенной части 5 пласта, оснащена скважинным насосом 9 и соединена выкидной линией 11 с наземным сепаратором 12 для отделения попутного газа из нефти. НКТ 10 большего диаметра спущена на уровень газонасыщенной части 4 пласта и соединена с нагнетательной линией 13 отсепарированного попутного газа из наземного газокомпрессора 14. Станок качалка 15 приводит в движение шток 16 скважинного насоса 9. Поз.17 - линия ГНК. Поз.18 - путь движения отсепарированного газа в НКТ 10 и в дренажных каналах 6 газонасыщенной части пласта. Поз.19 - путь отвода разгазированной нефти. Поз.20 - выкидная линия газированной нефти.

Заявленный способ реализуется с помощью указанного оборудования.

В обсадной колонне 1, используя перфоратор с повышенным выходом режущего инструмента, например, представленный в патенте РФ 80499 «Устройство для радиального бурения обсаженных скважин», предназначенное для образования радиальных каналов глубиной, исчисляемой десятками метров, вырезают горизонтальные дренажные каналы 6 вглубь газонасыщенной части 4 пласта, не менее 1 м, которые необходимы для свободного и глубокого проникновения нагнетаемого с поверхности газа в низкопроницаемое поровое пространство над ГНК 17.

Осуществляют перфорацию 7 обсадной колонны 1 напротив нефтенасыщенной части 5 пласта любым известным способом, например, с помощью сверлящего перфоратора типа ПС («Сверлящие перфораторы ПС-112-70, ПСПМ 112-70, ПСПМ 136-90: Каталог-кн / ОАО «АЗИМУТ» г. Уфа, Респ. Башкортостан, 2012, - с.2 (085.5) 622.24/В-60 «Внутрискважинное оборудование»).

Спускают в обсадную колонну оборудование для добычи нефтепродуктов, содержащее коаксиально установленные НКТ меньшего диаметра 8 и большего диаметра 10 и разделяют в обсадной колонне при помощи двух пакеров 2 и 3 газонасыщенную часть 4 пласта и нефтенасыщенную часть 5 пласта. При этом НКТ 8 меньшего диаметра устанавливают на уровне нефтенасыщенной части. 5 пласта и оснащают скважинным насосом 9, соединенным выкидной линией 11 с наземным сепаратором 12 для отделения попутного газа из нефти. НКТ 10 большего диаметра устанавливают на уровне газонасыщенной части 4 пласта и соединяют нагнетательной линией 13 отсепарированного попутного газа с наземным компрессором 14.

После оснащения скважины по указанной схеме режим эксплуатации осуществляется следующим образом.

Станок качалка 15 приводит в движение шток 16 скважинного насоса 9. За счет депрессии на нефтенасыщенную часть 5 пласта, создаваемой скважинным насосом 9, нефть под влиянием перепада давления между его пластовым уровнем, создаваемого газовой «шапкой» над ГНК и забойным давлением, начинает поступать через интервал перфорации 7 в ствол скважины и далее по НКТ 8 - на поверхность через выкидную линию 11 в наземный сепаратор 12, где происходит отделение нефти и насыщающего ее попутного газа. Отсепарированный газ далее подается в газокомпрессор 14, из которого под давлением по НКТ 10 поступает в межпакерное пространство и через углубленные дренажные каналы 6 закачивается в газонасыщенную часть 4 пласта над ГНК, поддерживая тем самым упругую энергию пласта на постоянном уровне, что способствует стабильному уровню отбора нефти из нефтенасыщенной части 5 пласта.

По мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта граница ГНК постепенно перемещается по мощности пласта от кровельной к подошвенной части и эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта постепенно уменьшается, что приводит к постепенному снижению отбора нефти. Однако, благодаря применению предлагаемого способа поддержания стабильной газоупругой энергии пласта, снижение его продуктивности не превышает 5% в год, тогда как при эксплуатации пласта в режиме истощения его газоупругой энергии темп снижения продуктивности достигает 25-30% в месяц.

Способ разработки углеводородных месторождений, содержащий вторичное вскрытие двух интервалов скважины: верхний - напротив газонасыщенной части продуктивного пласта - газовой «шапки» и нижний - напротив нефтенасыщенной части пласта, спуск в скважину насосно-компрессорной трубы - НКТ, изоляцию пакером газовой «шапки», закачку газа в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбор продукции с помощью скважинного насоса, отличающийся тем, что вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов, затем спускают в скважину две коаксиально установленные НКТ разного диаметра, при этом НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа, а НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора, далее производят отбор нефти через НКТ меньшего диаметра, а закачку отсепарированного газа - через НКТ большего диаметра, при этом отсепарированный газ под давлением подают в межпакерное пространство в газонасыщенную часть пласта над газонефтяным контактом - ГНК, поддерживая энергию пласта на постоянном уровне, кроме того, по мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта границу ГНК постепенно перемещают по мощности пласта от кровельной к подошвенной части, обеспечивая постепенный темп снижения отбора нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения оптимального режима закачки воды при заводнении и снижения расходов на добычу нефти.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проведении повторного гидроразрыва пласта - ГРП. Технический результат - повышение эффективности повторного ГРП.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с риском прорыва газа из газовой шапки. Обеспечивает повышение степени выработки запасов нефти посредством управления внутрипластовыми перетоками газообразного флюида и снижения рисков конусообразования, а также снижение затрат на подъем пластовых флюидов на поверхность за счет естественного газлифта. Сущность изобретения: по способу применяют горизонтальные скважины, горизонтальный участок которых проходит по нефтяному пласту на расстоянии от газовой шапки не менее 1/2 толщины нефтяной части. Создают ответвление с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх, с пересечением газонефтяного контакта и вскрытием газонасыщенной части пласта. При этом выполняют перфорирование колонны со вскрытием газовой шапки в двух противоположных участках скважины в пределах целевого пласта. Управление перетоками газообразных и жидких флюидов в скважине между различными интервалами перфораций осуществляют с помощью регулируемых с поверхности перепускных устройств. Конструкция скважины по способу позволяет осуществлять независимую добычу газа в необходимых объемах из двух интервалов вскрытия газовой шапки, что позволяет независимо обеспечить контроль за перемещением газонефтяного контакта и подъем пластового флюида на поверхность за счет естественного газлифта. 5 ил., 1 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей. Технический результат - снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении сланцевых залежей. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи. Осуществляют подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт. Вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами. Подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи. Добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками. Добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках. Перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания. Продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть. Сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям. Сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты. Технический результат - повышение эффективности добычи углеводородов. По способу изолируют селективный слой пласта в совокупности слоев пласта вдоль ствола скважины в подземном участке от остальной совокупности слоев пласта. Используют селективную закачку для доставки флюида к селективному слою пласта в совокупности слоев пласта. При этом флюид доставляют к селективному слою пласта независимо от того, был ли уже доставлен флюид к соседнему слою в совокупности слоев пласта. Изолирование содержит изолирование множества слоев пласта от давления, воздействующего на селективный слой пласта, когда флюид поступает к селективному слою пласта. Осуществляют гидроразрыв каждого слоя пласта из совокупности слоев пласта. Осуществляют испытания ступенчатого изменения давления по меньшей мере на одном слое пласта в совокупности слоев пласта. Испытание ступенчатого изменения давления включает в себя открывание одного из слоев пласта в совокупности слоев пласта путем нагнетания флюида в ствол скважины. При этом один из слоев пласта вскрывают при заданном давлении. Осуществляют обратный поток флюида так, что обеспечивают закрывание одного из слоев пласта. Осуществляют повторное вскрытие одного из слоев пласта один или более раз. При этом давление вскрытия пласта уменьшают каждый раз. Определяют режим, при котором давление вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, при котором системой закачки пласта обеспечивают подачу флюида в совокупность слоев пласта. В ответ на определение того, что давление повторного вскрытия пласта меньше, чем давление закачки, заканчивают испытание ступенчатым изменением давления. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и, в частности, к разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений с применением вибровоздействия на пласт. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет уменьшения величины фильтрационных сопротивлений при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду. Способ включает вибрационное воздействие на нефтяной пласт источниками упругих колебаний. Для этого на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты. Вблизи контура питания упомянутой скважины также располагают источники колебаний одинаковой частоты, но большей частоты колебаний источников у устья добывающей скважины. Осуществляют одновременное воздействие колебаниями всех источников на нефтяной пласт с интенсивностью, временем воздействия и интерференцией колебаний, обеспечивающими коагуляцию капель нефти в поровом пространстве нефтяного пласта с водой и направленное движение потока за счет разности частот источников колебаний к забою добывающей скважины. При этом стягивающий эффект направленного движения потока к забою добывающей скважины задают количеством источников упругих колебаний на контуре питания добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. Технический результат - снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Способ включает гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации. Упомянутый раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток. 3 табл.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина. При этом формируют область первичной генерации вихревых структур в зоне за кромкой соплового среза. Обеспечивают периодический срыв кольцевых вихревых структур с кромки соплового среза, их перемещение со струей и соударение с носиком клина. Генерируют возмущения давления при деформации и разрушении вихревых структур на носике клина. Осуществляют распространение периодических возмущений давления от носика клина во все стороны в виде упругих волн и их хаотическое отражение от окружающих стенок. Создают накачку энергией кратных вихревых структур за счет энергии упругих колебаний, достигающих область первичной генерации. Отклоняют струю жидкости на носике клина в один из двух расходящихся выпускных каналов. Разделяют струю на входе перед выпускным каналом и направляют струю частично в боковую камеру, сопряженную с кромкой сопла и выпускным каналом. Повышают в камере давление за счет поршневого эффекта подаваемой струи и отталкивают струю в противоположный выходной канал, созданным с двух ее сторон перепадом давления. Обеспечивают периодическое переключение направления струи жидкости между выпускными каналами. Выталкивают жидкость попеременно из расходящихся каналов в общий перфорированный выходной коллектор. Возбуждают поле упругих колебаний на забое нагнетающей скважины. При этом фокусируют упругие волны, отраженные от стенок каждой камеры, на сопряженной с ней кромке соплового среза. Техническим результатом является повышение эффективности преобразования кинетической энергии струи в колебательную энергию волнового поля. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта. Технический результат - повышение коэффициента продуктивности и достижение начальной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах за счет раскрытия сети трещин в продуктивном пласте с преобладанием вертикальных трещин, повышения массообмена в зоне фильтрации и надежности очистки зоны фильтрации от продуктов техногенной кольматации. По способу осуществляют герметизацию устья скважины. Затем скважину консервируют путем помещения в ней жидкости, блокирующей приток флюида из продуктивного пласта. В скважине создают избыточное давление на начальной фазе, превышающее гидростатическое давление столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на заданную величину. Осуществляют дальнейшее повышение давления в скважине с созданием серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний с заданной частотой. Затем осуществляют замену блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость с одновременным созданием в скважине серии импульсов повышения давления. Продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт с поддержанием режима импульсного воздействия на продуктивный пласт на другой частоте, отличной от ранее заданной, до дальнейшего повышения давления в продуктивном пласте на конечной фазе до установленной величины. После этого осуществляют резкое снижение давления в скважине сериями импульсов с обеспечением разрыва сплошности гидравлической среды в зоне продуктивного пласта. При этом интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления принимают отличными от интервалов времени между импульсами в операциях с понижением давления. 8 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Технический результат - повышение надежности работы устройства в горизонтальной скважине и эффективности очистки добываемого продукта, увеличение межремонтного периода работы устройства, а также снижение его металлоемкости. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб с насосом, клапан, хвостовик. В составе колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса в вертикальной части горизонтальной скважины размещен клапан. К клапану снизу присоединен хвостовик с фильтром. Клапан выполнен в виде муфты с конусным седлом и установленной в муфте двухступенчатой пробки из пластикового материала со сквозными окнами, выполненными на ее боковой поверхности. Верхняя ступень пробки герметично взаимодействует с муфтой. Между нижней ступенью двухступенчатой пробки и муфтой имеется кольцевой зазор. Нижний торец пробки выполнен в виде конуса и имеет возможность герметичного взаимодействия с конусным седлом муфты. Двухступенчатая пробка имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно муфты. Высота двухступенчатой пробки меньше расстояния от отверстия в муфте до торца нижней трубы колонны насосно-компрессорных труб. На концах трубы с отверстиями диаметром 6-7 мм жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент. Он выполнен из намотанной витками по спирали проволоки с зазором 1,0 мм между витками, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти и увеличение объема добычи нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу. По способу осуществляют строительство по проектной сетке вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин. В этих скважинах проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Из вертикальной скважины осуществляют строительство горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины и с изоляцией их до горизонтальной части и с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами. При этом вертикальную скважину для отбора продукции оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами. Отбор продукции осуществляют с контролем гидродинамического уровня пласта. Из горизонтального ствола строят дополнительные восходящие стволы - более одного. Эти стволы бурят в разных направлениях с пересечением вертикальных и поперечных трещин. Расстояние между восходящими стволами принимают обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи. Угол наклона этих стволов уменьшают до 30° с увеличением нефтенасыщенной толщины. Бурят эти стволы, начиная со ствола, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх