Система закачки воды в нагнетательные скважины



Система закачки воды в нагнетательные скважины
Система закачки воды в нагнетательные скважины

 


Владельцы патента RU 2547029:

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

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.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе закачки воды в нагнетательные скважины с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

Известна система закачки воды в нагнетательные скважины (см. учебное пособие Ю.В. Зейгмана «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 179-183), включающая 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.

Недостатками известной системы являются централизованный принцип регулирования режимов закачки (давление, расход) воды по разводящим водоводам, при котором задают расход воды по разводящим водоводам запорно-регулирующей арматурой на выходе насоса и/или блока гребенки кустовой насосной станции, а также сложность регулирования режимов закачки воды при повышении или понижении давления в разводящих водоводах.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемой является система кустовой закачки воды в пласт, описанная в способе подготовки воды для закачки в нагнетательные скважины (патент РФ №2239698, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №31 от 10.11.2004), включающая 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, высокоприемистые нагнетательные скважины и дополнительно устьевые штуцеры для настройки режима закачки воды индивидуально в каждую нагнетательную скважину.

Недостатком данной системы является то, что при повышении давления в подводящем к насосу водоводе и, как следствие, при повышении давления в системе разводящих водоводов после насоса (напор насоса при этом не изменяется) происходит увеличение по сравнению с технологическим режимом объема закачанной воды в нагнетательные скважины в соответствии с формулами (1), (2) (см. учебное пособие Ю.В. Зейгмана «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 74-75).

где Кприем - коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

Кприем. уд. - удельный коэффициент приемистости нагнетательной скважины;

Q1 и Q2 - приемистость скважины на режимах 1 и 2 соответственно, м3/сут;

Рзак1 и Рзак2 - давление закачки воды на режимах 1 и 2 соответственно, МПа;

Σhi - сумма (толщин вскрытых пропластков) i-x интервалов перфорации скважины.

По величине коэффициента приемистости все нагнетательной скважины условно разделены на три группы: высокоприемистые нагнетательные скважины с высокими значениями удельных коэффициентов приемистости - более 0,25 м3/(сут·МПа·м); среднеприемистые нагнетательные скважины, у которых значения удельных коэффициентов приемистости примерно в два раза ниже по сравнению с высокоприемистыми нагнетательными скважинами - 0,1-0,15 м3/(сут·Па·м); низкокоприемистые нагнетательные скважины, у которых значения удельных коэффициентов приемистости ниже 0,1 м3/(сут·МПа·м).

Следовательно, в соответствии с формулами (1), (2) в первую очередь наибольший расход (перезакачка воды) будет осуществляться в высокоприемистые нагнетательные скважины, в меньшей степени - в среднеприемистые и низкоприемистые нагнетательные скважины. Также через штуцеры, используемые при индивидуальной настройке технологического режима закачки воды в нагнетательные скважины, проходит увеличенный по сравнению с технологическим режимом объем закачанной воды в нагнетательные скважины (перезакачка воды) в соответствии с формулой (3).

где Q - объем перекачиваемой воды через штуцер, м3/с;

µ - коэффициент расхода;

S - площадь сечения проходного канала штуцера, м2;

(P12)=ΔР - перепад давления на входе и выходе штуцера (Па);

ρ - плотность воды, кг/м3.

Кроме того, при работе под повышенным давлением возрастает вероятность порывов (аварийной разгерметизации) водоводов на участках с наличием воздействия опасных факторов воздействия на материал трубы водовода (химическая и электрохимическая коррозия, механические нагрузки и т.д.).

Недостатком данной системы является также то, что при понижении давления в подводящем к насосу водоводе и, как следствие, при понижении давления в системе разводящих водоводов после насоса (напор насоса при этом не изменяется) происходит уменьшение по сравнению с технологическим режимом объема закачанной воды в нагнетательные скважины в соответствии с формулами (1), (2), (3).

Периодические колебания давления (понижение и повышение давления) в подводящем водоводе к насосу приводят к изменению технических параметров насоса (потребляемая мощность, КПД), преждевременному износу рабочих органов насоса (рабочая ступень, подшипники, система уплотнений), повышенной вибрации узлов насоса, повышенной пульсации в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов, что приводит к снижению срока службы и межремонтного периода насоса кустовой насосной станции, увеличению вероятности порывов в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины; стабилизация давления в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов после насоса и, как следствие, снижение вероятности порывов в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов; увеличение срока службы и межремонтного периода насоса кустовой насосной станции.

Технические задачи решаются предлагаемой системой закачки воды в нагнетательные скважины, включающей 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.

Новым является то, что система закачки воды в нагнетательные скважины 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, функционально связанной с кустовым контроллером, обеспечивающим сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам, при этом 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.

Таким образом, предложенная система кустовой закачки воды в нагнетательные скважины предусматривает комплексный подход, заключающийся в одновременном оснащении системы кустовым контроллером, обеспечивающим сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам; подводящего к насосу водовода регулятором давления, обвязанным байпасной линией с регулятором расхода и автоматизированной задвижкой, функционально связанной через кустовой контроллер с датчиком давления и расходомерами с обеспечением потока воды через байпасную линию для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины; высокоприемистых нагнетательных скважин регуляторами расхода пружинного типа.

На чертеже представлена технологическая схема системы закачки воды в нагнетательные скважины.

Система закачки воды в нагнетательные скважины содержит кустовую насосную станцию 1 с насосом 2, подводящий к насосу 2 водовод 3 с датчиком давления 4, выкидной водовод 5 насоса 2, блок гребенки 6, систему разводящих водоводов 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 после насоса 2 с расходомерами 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, запорно-регулирующую арматуру 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 с обратными клапанами 35, 36, 37, 38, 39 и высокоприемистые нагнетательные скважины 40, 41.

Система снабжена кустовым контроллером 42, обеспечивающим сбор информации по каналам 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13. На подводящем к насосу 2 водоводе 3 размещен регулятор давления 51, обвязанный байпасной линией 52 с регулятором расхода 53 и автоматизированной задвижкой 54, функционально связанной 55 с кустовым контроллером 42. Автоматизированная задвижка 54 выполнена с возможностью по сигналу контроллера 42 обеспечения потока воды через байпасную линию 52 для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 при суммарной недозакачке в них. Высокоприемистые нагнетательные скважины 40, 41 снабжены регуляторами расхода пружинного типа 56, 57.

В соответствии с формулами (1), (2) и исходя из промысловой практики нагнетательные скважины по приемистости проранжированы, например:

- высокоприемистые нагнетательные скважины 40, 41 - с приемистостью более 150 м3/сут при фактическом устьевом давлении закачки воды;

- низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 - с приемистостью до 100 м3/сут включительно при фактическом устьевом давлении закачки воды.

На схеме выделяют следующие типы водоводов:

- водоводы 7, 13 - I типа, к которым подключены высокоприемистые нагнетательные скважины 40, 41 с приблизительно равными значениями приемистости для скважин данного типа;

- водоводы 8, 9, 10, 11, 12 - II типа, к которым подключены низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 с приблизительно равными значениями приемистости для скважин данного типа.

Регуляторы расхода устанавливаются на те скважины, где соблюдается условие экономической целесообразности, при котором сравниваются затраты на регуляторы с затратами на потери по перезакачке воды в нагнетательные скважины.

Регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 работает в автоматическом режиме и обеспечивает значение давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2, задаваемого уставкой регулятора давления (регулятор давления 51 «после себя» обеспечивает заданное значение давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2).

Регуляторы расхода пружинного типа 56 и 57 работают в автоматическом режиме и обеспечивают расход перекачиваемой воды, соответственно, по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 и по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставками этих регуляторов расхода.

Характерной чертой нефтяных месторождений на поздней стадии разработки является эксплуатация низкоприемистых нагнетательных скважин системы закачки воды в нагнетательные скважины, находящихся в процессе разработки продолжительное время. Кроме того, кустовые насосные станции работают в цикличном режиме, и обычно несколько кустовых насосных станций (более двух) подключены к одному источнику водоснабжения и периодически отключаются по технологическим причинам, хотя бы одна из них.

Система закачки воды в нагнетательные скважины работает следующим образом (циклы А, Б и В).

Цикл А: при оптимальном значении давления на подводящем водоводе 3. Предварительно назначается оптимальное значение давления на входе в насос 2 исходя из характеристик насоса 2 для его работы в оптимальном режиме (режим максимального КПД). Насос 2 кустовой насосной станции 1 работает в оптимальном режиме и через запорно-регулирующую арматуру 22, выкидной водовод 5, соединяющий насос 2 и блок гребенки 6 с запорно-регулирующей арматурой 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 и далее по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 закачивает воду в нагнетательные скважины с различной приемистостью 30, 31, 32, 33, 34, 35, 40, 41. При этом регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 работает в автоматическом режиме и обеспечивает значение оптимального давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2, задаваемого уставкой регулятора давления (регулятор давления 51 «после себя» обеспечивает заданное значение давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2); регулятор расхода пружинного типа 56 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода; регулятор расхода пружинного типа 57 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода. Кустовой контроллер 42 обеспечивает сбор информации по каналам 43, 44,45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13.

Цикл Б: при понижении давления на подводящем водоводе 3. Предварительно назначается значение оптимального давления на входе в насос 2 исходя из характеристик насоса 2 для его работы в оптимальном режиме (режим максимального КПД). При выполнении заданного технологического режима кустовой насосной станции 1 происходит понижение давления в подводящем к насосу 2 водоводе 3 по сравнению со значением оптимального давления (например, при перекачке заданного расхода воды с пониженным давлением от источника водоснабжения: по причине переключения насоса источника водоснабжения с большего напора на насос с меньшим напором; при подключении нескольких кустовых насосных станций к источнику водоснабжения: по технологическим причинам отключается одна и подключается не менее двух кустовых насосных станций - по причине цикличности работы кустовых насосных станций). При этом регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 пропускает «после себя» пониженный объем воды, тем самым в подводящем водоводе 3 к насосу 2 устанавливается пониженное значение давления по сравнению с оптимальным значением давления. При понижении давления в подводящем водоводе 3 понижается давление нагнетания в выкидном водоводе 5 (напор насоса 2 остается неизменным), соединяющем насос 2 и блок гребенки 6 с запорно-регулирующей арматурой 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 и далее в системе разводящих водоводов 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 после насоса 2. По этой причине в соответствии с формулами (1), (2), (3) в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 осуществляется недозакачка воды по сравнению с технологическим режимом закачки воды. При этом кустовой контроллер 42 обеспечивает сбор информации по каналам 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13.

Суммарная недозакачка воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 компенсируется при последующем цикле работы кустовой насосной станции 1.

Цикл В: при повышении давления на подводящем водоводе 3. Предварительно назначается оптимальное значение давления на входе в насос 2 исходя из характеристик насоса 2 для его работы в оптимальном режиме (режим максимального КПД). При выполнении заданного технологического режима кустовой насосной станции 1 происходит повышение давления в подводящем к насосу 2 водоводе 3 по сравнению со значением оптимального давления (например, при перекачке заданного расхода воды с повышенным давлением от источника водоснабжения: по причине переключения насоса источника водоснабжения с меньшего напора на насос с большим напором; при подключении нескольких кустовых насосных станций к источнику водоснабжения: по технологическим причинам отключается хотя бы одна из них - по причине цикличности работы кустовых насосных станций). При повышении давления в подводящем водоводе 3 повышается давление нагнетания в выкидном водоводе 5 (напор насоса 2 остается неизменным). При этом регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 работает в автоматическом режиме и обеспечивает значение оптимального давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2, задаваемого уставкой регулятора давления (регулятор давления 51 «после себя» обеспечивает значение давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2). Насос 2 кустовой насосной станции 1 работает в оптимальном режиме и через запорно-регулирующую арматуру 22, выкидной водовод 5, соединяющий насос 2 и блок гребенки 6 с запорно-регулирующей арматурой 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 и далее по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 закачивает воду в нагнетательные скважины с различной приемистостью 30, 31, 32, 33, 34, 35, 40, 41. При этом регулятор расхода пружинного типа 56 работает в автоматическом режиме и обеспечивают расход перекачиваемой воды по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 не более значения, задаваемое уставкой регулятора расхода; регулятор расхода пружинного типа 57 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода. Кустовой контроллер 42 обеспечивает сбор информации по каналам 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 и фиксирует суммарную недозакачку воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 в предыдущем цикле работы кустовой насосной станции 1. Для компенсации закачки воды предыдущего цикла работы кустовой насосной станции 1 кустовой контроллер 42 по каналу 55 дает команду на открытие автоматизированной задвижки 54 с регулятором расхода 53 на байпасной линии 52 на период времени, необходимый для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 предыдущего цикла работы кустовой насосной станции 1. Давление в подводящем водоводе 3 после регулятора давления 51 повышается, что фиксирует датчик давления 4. При повышении давления в подводящем водоводе 3 повышается давление нагнетания в выкидном водоводе 5 (напор насоса 2 остается неизменным) и далее в разводящих водоводах 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13. При этом регулятор расхода пружинного типа 56 работает в автоматическом режиме и обеспечивают расход перекачиваемой воды по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода; регулятор расхода пружинного типа 57 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода. Компенсация закачки воды предыдущего цикла работы кустовой насосной станции 1 осуществляется в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34.

Пример конкретного выполнения.

Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции 1 подключены семь нагнетательных скважин: две - высокоприемистых нагнетательных скважин 40, 41, пять - низкоприемистых нагнетательных скважин 30, 31, 32, 33, 34.

В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени (24 ч) насосом 2 (ГНУ 750-1650) кустовой насосной станции 1 необходимо закачать 750 м3 сточной воды (ρ=1100 кг/м3) в семь нагнетательных скважин. Закачка 750 м3 воды распределяется следующим образом. В пять низкоприемистых нагнетательных скважин: скважина 30 - 70 м3; скважина 31 - 70 м3; скважина 32 - 70 м3; скважина 33 - 70 м3; скважина 34 - 70 м3. В две высокоприемистые нагнетательные скважины: скважина 40 - 200 м3; скважина 41 - 200 м3. Рассмотрим пример конкретного выполнения технологического режима закачки воды в нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34, 40, 41, состоящего из двух циклов: цикл Б и цикл В. Цикл Б - понижение давления в подводящем водоводе 3 (недозакачка воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34); цикл В - повышение давления в подводящем водоводе 3 (компенсация закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34).

Цикл Б (понижение давления в подводящем водоводе 3). Предварительно назначается значение оптимального давления на входе в насос 2, равное 2,5 МПа, исходя из характеристик насоса 2 для его работы в оптимальном режиме (режим максимального КПД). При выполнении заданного технологического режима кустовой насосной станции 1 происходит понижение давления в подводящем к насосу 2 водоводе 3 до 1,5 МПа по сравнению со значением оптимального давления 2,5 МПа (например, при перекачке заданного расхода воды с пониженным давлением от источника водоснабжения: по причине переключении насоса источника водоснабжения с большего напора на насос с меньшим напором; при подключении нескольких кустовых насосных станций к источнику водоснабжения: по технологическим причинам отключается одна и подключаются не менее двух кустовых насосных станций - по причине цикличности работы кустовых насосных станций). При этом регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 пропускает «после себя» сниженный объем воды, тем самым в подводящем водоводе 3 к насосу 2 устанавливается пониженное значение давления 1,5 МПа по сравнению с оптимальным значением давления 2,5 МПа. При понижении давления в подводящем водоводе 3 понижается давление нагнетания в выкидном водоводе 5 (напор насоса 2 остается неизменным), соединяющем насос 2 и блок гребенки 6 с запорно-регулирующей арматурой 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 и далее в системе разводящих водоводов 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 после насоса 2. По этой причине в соответствии с формулами (1), (2), (3) в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 осуществляется недозакачка воды 50 м3 за 24 ч по сравнению с технологическим режимом закачки воды. При этом кустовой контроллер 42 обеспечивает сбор информации по каналам 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13. Суммарная недозакачка воды 50 м3 за 24 ч в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 компенсируется при последующем цикле работы кустовой насосной станции 1.

Технологический режим закачки воды насосом 2 кустовой насосной станции 1 (кустовая насосная станция 1 эксплуатируется по цикличному графику работы) в год составляет:

Q=750м3/сут×15дней×12месяцев=135000м3/год.

Суммарная недозакачка воды за год в нагнетательные скважины с различной приемистостью 30, 31, 32, 33, 34 по сравнению с технологическим режимом закачки воды составит:

Q=50м3/сут×15дней×12месяцев=9000м3/год.

Цикл В (повышение давления в подводящем водоводе 3). Предварительно назначается оптимальное значение давления на входе в насос 2, равное 2,5 МПа, исходя из характеристик насоса 2 для его работы в оптимальном режиме (режим максимального КПД). При выполнении заданного технологического режима кустовой насосной станции 1 происходит повышение давления в подводящем к насосу 2 водоводе 3 до 3,5 МПа по сравнению со значением оптимального давления 2,5 МПа (например, при перекачке заданного расхода воды с повышенным давлением от источника водоснабжения: по причине переключения насоса источника водоснабжения с меньшего напора на насос с большим напором; при подключении нескольких кустовых насосных станций к источнику водоснабжения: по технологическим причинам отключается хотя бы одна из них - по причине цикличности работы кустовых насосных станций). При этом регулятор давления 51 на подводящем водоводе 3 к насосу 2 работает в автоматическом режиме и обеспечивает значение оптимального давления 2,5 МПа в подводящем водоводе 3 к насосу 2, задаваемое уставкой регулятора давления (регулятор давления 51 «после себя» обеспечивает заданное значение давления в подводящем водоводе 3 к насосу 2). Насос 2 кустовой насосной станции 1 работает в оптимальном режиме и через запорно-регулирующую арматуру 22, выкидной водовод 5, соединяющий насос 2 и блок гребенки 6 с запорно-регулирующей арматурой 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29 и далее по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 закачивает воду в нагнетательные скважины с различной приемистостью 30, 31, 32, 33, 34, 35, 40, 41. При этом регулятор расхода пружинного типа 56 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода; регулятор расхода пружинного типа 57 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода. Кустовой контроллер 42 обеспечивает сбор информации по каналам 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 и фиксирует суммарную недозакачку воды в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 50 м3 за 24 ч в предыдущем цикле Б работы кустовой насосной станции 1. Для компенсации закачки воды 50 м3 предыдущего цикла работы кустовой насосной станции 1 кустовой контроллер 42 по каналу 55 дает команду на открытие автоматизированной задвижки 54 с регулятором расхода 53 на байпасной линии 52. Давление в подводящем водоводе 3 после регулятора давления 51 повышается до 3,5 МПа, что фиксирует датчик давления 4. При повышении давления в подводящем водоводе 3 до 3,5 МПа повышается давление нагнетания в выкидном водоводе 5 (напор насоса 2 остается неизменным) и далее в разводящих водоводах 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13. При этом регулятор расхода пружинного типа 56 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 7 в высокоприемистую нагнетательную скважину 40 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода; регулятор расхода пружинного типа 57 работает в автоматическом режиме и обеспечивает расход перекачиваемой воды по водоводу 13 в высокоприемистую нагнетательную скважину 41 не более значения, задаваемого уставкой регулятора расхода. Компенсация закачки воды 50 м3 предыдущего цикла работы кустовой насосной станции 1 осуществляется в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34. В момент, когда контроллер 42 зафиксирует компенсацию закачки воды 50 м3 в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34, он по каналу 55 дает команду на закрытие автоматизированной задвижки 54 с регулятором расхода 53 на байпасной линии 52.

При отсутствии оснащенности (известная система) высокоприемистых нагнетательных скважин 40, 41 - регуляторами расхода пружинного типа 56, 57; подводящего к насосу водовода 3 - регулятором давления 51, байпасной линии 52 - регулятором расхода 53 и автоматизированной задвижкой 54, функционально связанной с кустовым контроллером 42, обеспечивающим сбор информации с расходомеров 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20 и датчика давления 4 с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 осуществляется недозакачка воды 50 м3 за 24 ч в низкоприемистые нагнетательные скважины 30, 31, 32, 33, 34 по сравнению с технологическим режимом закачки воды и, как следствие, по реагирующим добывающим скважинам фиксируется недобор нефти.

В таблице представлены сравнительные показатели известной (наиболее близкого аналога) и предлагаемой систем кустовой закачки воды в пласт.

Из таблицы видно, что предлагаемая система закачки воды в нагнетательные скважины экономически эффективнее известной системы. При дополнительных единовременных затратах 815 тыс.р. на регулятор расхода, регулятор давления, датчик давления, кустовой котроллер, монтаж байпасной линии с автоматизированной задвижкой, ежегодные затраты снижаются на 990,0 тыс.р.

Таким образом, технико-экономическая эффективность предлагаемой системы закачки воды в нагнетательные скважины достигается за счет комплексного подхода, заключающегося в одновременном оснащении системы кустовым контроллером, обеспечивающим сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам; подводящего к насосу водовода регулятором давления, обвязанным байпасной линией с регулятором расхода и автоматизированной задвижкой, функционально связанной через кустовой контроллер с датчиком давления и расходомерами с обеспечением потока воды через байпасную линию для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины; высокоприемистых нагнетательных скважин регуляторами расхода пружинного типа.

Использование предложенной системы закачки воды в нагнетательные скважины обеспечит исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины и соответственно исключение недобора нефти; кроме того, стабилизация давления в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов после насоса обеспечивает увеличение межремонтного периода насоса кустовой насосной станции и снижает вероятность порывов в подводящем к насосу водоводе и системе разводящих водоводов.

Система закачки воды в нагнетательные скважины, включающая 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, отличающаяся тем, что система закачки воды в нагнетательные скважины 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, функционально связанной с кустовым контроллером, обеспечивающим сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам, при этом 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.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей с применением заводнения. Задача изобретения - снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют режим заводнения в процессе разработки. Закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину производят в интенсивном режиме. С помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти. Далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад. Дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины. 1 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения за счет выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласт и расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей. По способу осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин. Нагнетают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и осуществляют отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу. Между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину. Нагнетание в нее начинают от забоя. При снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины. При этом горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки. Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. Предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте. Горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь. Отбор продукции производят поочередно. При этом переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции. 6 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют установку первого устройства в первую горизонтальную скважину. Нагнетают первую текучую среду в первую горизонтальную скважину через первое устройство. Осуществляют добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной. Нагнетают вторую текучую среду в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине. При этом продолжают добычу углеводородов из второй скважины. Устанавливают гидравлическую связь между первой, второй и третьей скважинами. Увеличивают давление в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину. Закрывают первую скважину, когда давление в ней увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для вытеснения углеводородов из второй скважины при их добыче. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения месторождения. По способу разбуривают месторождение по рядной системе с треугольной сеткой скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. Из добывающих скважин осуществляют добычу нефти. На начальном этапе разработки месторождение, продуктивный пласт которого представлен двумя горизонтами, делят центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин с расстоянием между скважинами не менее чем 300 м. Центральный разрезающий ряд размещают по линии максимальной структуры залежи, нагнетательные скважины в котором выполняют со вскрытием общим фильтром обоих горизонтов. Ближайший - первый ряд добывающих скважин бурят на расстоянии от центрального ряда не менее чем 500 м. Разбуривание остальных участков пласта проводят с расстоянием между скважинами 300-400 м. После прокачки центральным рядом нагнетательных скважин 0,4-0,7 долей единиц порового объема до ближайших рядов добывающих скважин останавливают не менее чем 90% скважин центрального ряда нагнетательных скважин. После отбора нефти в целом по месторождению более чем на 90% от начальных извлекаемых запасов нефти между центральным разрезающим рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добывающих бурят уплотняющий ряд добывающих скважин. Скважины самого центрального ряда переводят в добычу по верхнему горизонту. При обводнении добывающих скважин первого ряда до 98% их переводят под нагнетание воды. 2 пр., 2 ил.
Наверх