Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин


 


Владельцы патента RU 2548460:

Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (RU)

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.

 

Заявляемое 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.

Известен способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин, содержащего добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с частотно-регулируемым питанием электродвигателя, в котором контролируют параметры процесса добычи, проводят на основе данных контроля геолого-технические мероприятия, направленные на воздействие на пласт для увеличения притока флюида, причем воздействие на пласт выполняют в процессе добычи путем варьирования в геолого-технических мероприятиях параметров процесса добычи и непрерывного контроля этих параметров, в том числе в автоматическом режиме, в качестве параметров процесса добычи выбирают наиболее значимые для увеличения притока: давление скважинной жидкости, температуру, влажность и плотность жидкости, которые фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя, при этом вышеназванные параметры процесса добычи и величину притока флюида настраивают через блок управления на поддержание оптимальных значений варьированием частоты вращения электродвигателя, время окончания геолого-технических мероприятий определяют по моменту оптимизации параметров процесса добычи и величины притока флюида, а для возможности воздействия параметров процесса добычи на пласт систему подачи и систему всасывания добычного насоса закольцовывают нижними и верхними отверстиями в колонне насосно-компрессорных труб и отделяют от зоны пласта пакером /Патент РФ №2188934, E21B 43/12, E21B 47/06, опубл.: 10.09.2002/.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность при эксплуатации скважины с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), так как электроцентробежный насос своими колебаниями вносит погрешности в показания датчиков контролируемых параметров, загромождающих к тому же участок перфорации; настраивание работы скважины на максимальный приток из пласта (не совпадающий с оптимальным притоком по геологическим условиям пласта) приведет к всасыванию жидкости из динамического уровня насоса и, соответственно, к его аварийной остановке; способ сложен из-за большого количества контролируемых параметров и недостаточно надежен на высокотемпературных пластах из-за микросхем датчиков, работающих при температуре не выше 90°C. Систематическую, но не постоянную и поэтому трудно учитываемую ошибку контроля параметров вносит отсутствие дегазации жидкости, параметры которой контролируют по прототипу.

Известен способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин, содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с частотно-регулируемым питанием электродвигателя, на выходе каждой добывающей скважины замеряются количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукция добывающих скважин направляется в систему сбора нефтяного месторождения, включающий запуск насоса и изменение частоты питающего напряжения электродвигателя в зависимости от обводненности добываемой скважиной жидкости, отличающийся тем, что запуск спущенного на насосно-компрессорных трубах (НКТ) электроцентробежного насоса производят на минимальной частоте питающего напряжения и, соответственно, на минимальной подаче, ожидают поступления жидкости на прием измерительного устройства на поверхности, где измеряют ее обводненность, увеличивают частоту питающего напряжения и измеряют текущую обводненность поступающей жидкости, сравнивают полученную величину текущей обводненности с обводненностью при минимальной подаче, если полученное значение текущей обводненности больше или равно обводненности при минимальной подаче, то продолжают увеличение частоты питающего напряжения до тех пор, пока величина текущей обводненности не станет меньше обводненности при минимальной подаче, в последнем случае начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче; если значения текущей обводненности, полученные при увеличенной подаче, меньше обводненности при минимальной подаче, то начинают уменьшать частоту питающего напряжения до тех пор, пока текущая обводненность не станет больше или равной обводненности при минимальной подаче /Патент РФ №2421605, МПК E21B 43/12 (опубл.: 20.06.2011).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, так как при управлении не учитывается количество закачиваемой в нагнетательную скважину воды и ее давление на устье, неполно учитывается влияние закачиваемой в пласт воды на добычу сырой нефти и нефтяного газа из этого пласта.

Наиболее близок к заявляемому по совокупности существенных признаков способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин, содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведется добыча, на устье каждой добывающей скважины замеряются количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукция добывающих скважин направляется в сборный коллектор куста скважин, куст содержит одну или более нагнетательных скважин, у каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в который производится закачка, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуется совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачка осуществляется при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки /Технология кустового сброса и утилизации попутно добываемых вод. / В.Ф. Шаякберов, Р.В. Мирошниченко [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - М., 2013. - №1. - С.55-58/.

Способ-прототип недостаточно эффективен, так как при управлении не учитывается количество закачиваемой в каждую нагнетательную скважину воды и ее давление на устье, неполно учитывается влияние закачиваемой в пласт воды на добычу сырой нефти и нефтяного газа из этого пласта.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа управления системой отборов и воздействий на куст скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе управления системой отборов и воздействий на кусте скважин, содержащем добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведется добыча, на устье каждой добывающей скважины замеряются количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукция добывающих скважин направляется в сборный коллектор куста скважин, куст содержит одну или более нагнетательных скважин, у каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в который производится закачка, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуется совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачка осуществляется при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки, согласно изобретению определяются координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, находятся расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче, замер количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа и обводненности сырой нефти производится с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины, для каждой добывающей скважины восстанавливается изменение количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, на устье каждой нагнетательной скважины замеряются давление закачиваемой воды и ее количество, находится время от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, замер количества закачиваемой воды и давления на устье производится с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, для каждой нагнетательной скважины восстанавливается изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени, для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа определяется зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин, ведущей закачку в тот же пласт, для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяются при разных подачах, на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производится управление кустом скважин. Кроме того, в некоторых случаях в способе управления системой отборов и воздействий на куст скважин система подачи подготовленной воды для закачки может быть выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин.

Возможность изменения подачи насосной установки добывающей скважины может быть обеспечена изменением частоты питающего напряжения электродвигателя УЭЦН при помощи частотно-регулируемого привода, частотой качаний станка-качалки или хода плунжера штангового глубинного насоса.

В зависимости от внутреннего устройства нагнетательной скважины вместо времени от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера может быть выбрано другое, например, время заполнения водой участка ствола скважины в зоне перфорации.

В систему подачи подготовленной воды для закачки вода может поступать из цехов подготовки нефти, установок предварительного сброса воды, водозаборных скважин, а также озер и рек /Технология предварительного кустового сброса воды с использованием выведенных из эксплуатации скважин. / В.Ф. Шаякберов, И.А. Латыпов [и др.]. // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»». - М., 2011. - №3. - С.36-37./.

Определение координат всех добывающих и нагнетательных скважин куста позволяет уточнить взаимодействие между добычей сырой нефти и нефтяного газа и закачкой воды в пласт, что обеспечивает повышение эффективности.

Нахождение расстояний между добывающими и нагнетательными, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, позволяет уточнить взаимодействие между добычей сырой нефти и нефтяного газа и закачкой воды в пласт, что обеспечивает повышение эффективности.

Широко известная теорема Котельникова - Найквиста - Уиттакера - Шеннона или попросту теорема отсчетов (the sampling theorem), считающаяся одним из важнейших результатов теории информации, имеет достаточно простую формулировку: если аналоговый сигнал не содержит в своем спектре частот выше Fmax, то его можно идеально точно восстановить по дискретным отсчетам, взятым с частотой, строго большей 2*Fmax.

Замер для каждой добывающей скважины времени подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче позволяет определить самую высокую частоту для этой скважины, что обеспечивает повышение эффективности.

Производство в каждой добывающей скважине замеров количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа и обводненности сырой нефти с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины позволяет осуществить дискретные отсчеты, взятые строго с частотой, строго большей двойной самой высокой частоты, что обеспечивает повышение эффективности /Установки для измерений количества нефти и нефтяного газа для скважин и их кустов / В.Ф. Шаякберов // Измерительная техника. М.: ИПК Издательство стандартов. 2011. №11. С.26-30. Test units for measurements of the quantity of petroleum and petroleum gas for wells and well clusters / V.F. Shayakberov // Measurement Technique. USA: 2012. Vol.54. №11. February. Pp.1249-1255./.

Быстрое и точное определение обводненности сырой нефти осуществляется при помощи трубной измерительной установки / Патент РФ №2342528 МПК E21B 47/10, E21B 43/38; опубл. 27.12.2008. Погрешность вычисления обводненности при использовании трубной установки для измерений количества сырой нефти и газа / В.Ф. Шаякберов // Измерительная техника. 2013. №2. С.25-26. Error in calculation of degree of flooding with the use of a pipe device for mearsurements of the quantity of crude oil and gas / V.F. Shayakberov // Measurent Technique. USA: 2013. Vol.56. №2. P.146-148./.

Восстановление идеально точного по дискретным отсчетам согласно теоремы Котельникова-Найквиста-Уиттакера-Шеннона для каждой добывающей скважины изменения количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа и обводненности сырой нефти во времени позволяет повысить эффективность.

Замер на устье каждой нагнетательной скважины давления закачиваемой воды и ее количества позволяет определить количество закачиваемой в каждый пласт воды, что обеспечивает повышение эффективности.

Нахождение времени от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера позволяет определить самую высокую частоту для этой скважины, что обеспечивает повышение эффективности.

Производство замеров количества закачиваемой воды и давления на устье производится с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера позволяет осуществить дискретные отсчеты, взятые строго с частотой, строго большей двойной самой высокой частоты, что обеспечивает повышение эффективности.

Восстановление идеально точного по дискретным отсчетам согласно теоремы Котельникова-Найквиста-Уиттакера-Шеннона для каждой нагнетательной скважины изменения количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени позволяет повысить эффективность.

Определение для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа зависимости от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин, ведущей закачку в тот же пласт, позволяет повысить эффективность.

Определение таких зависимостей при разных подачах для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, позволяет повысить эффективность.

Управление кустом скважин на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин позволяет повысить эффективность за счет более точного учета взаимного влияния добычи сырой нефти и нефтяного газа и закачки воды.

Выполнение системы подачи подготовленной воды для закачки с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин позволяет более точно учитывать взаимное влияние добычи сырой нефти и нефтяного газа и закачки воды, что обеспечивает повышение эффективности.

Выполнение системы подачи подготовленной воды для закачки с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин возможно, когда давление воды, достаточное для закачки в пласт, создается устройством для создания давления воды. В качестве устройства для создания давления воды можно использовать, например, насос-«перевертыш», горизонтальную насосную установку или шурф с УЭЦН. Изменения подачи воды в устройствах для создания давления обеспечивается, например, изменением частоты питания электродвигателя частотно-регулируемым приводом, изменением гидравлического сопротивления, направлением части воды в другие нагнетательные скважины или водовод.

Заявляемый способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин осуществляется следующей последовательностью операций:

1) выделение содержащихся на кусте добывающих скважины;

2) составление перечня насосных установок, среди которых одна или несколько должны иметь возможность изменения подачи (для УЭЦН обеспечивается оснащением частотно-регулируемым приводом; для штанговых глубинных насосов - изменением частоты колебаний качалки станка-качалки или хода плунжера);

3) определение для каждой добывающей скважины пласта или пластов, из которых ведется добыча (по паспорту скважины);

4) замер на устье каждой добывающей скважины количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненности сырой нефти;

5) направлении продукции добывающих скважин в сборный коллектор куста скважин;

6) выделение содержащихся на кусте нагнетательных скважин;

7) определение для каждой нагнетательной скважины пласта или пластов, в который производится закачка (по паспорту скважины);

8) замер приемистости по закачиваемой воде и требуемого давления закачки для каждой нагнетательной скважины;

9) исследование совместимости закачиваемой воды с пластовой водой;

10) осуществление закачки при совместимости закачиваемой и пластовой вод из системы подачи подготовленной воды для закачки;

11) определение координат всех добывающих и нагнетательных скважин куста;

12) нахождение расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами куста, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов;

13) замер для каждой добывающей скважины времени подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче;

14) производство замеров количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа и обводненности сырой нефти с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины;

15) восстановление для каждой добывающей скважины изменений количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа с изменениями обводненности во времени;

16) замер на устье каждой нагнетательной скважины давления закачиваемой воды и ее количества;

17) нахождение времени от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера (рассмотрен вариант, когда поступающая в нагнетательную скважину вода движется в ней по колонне насосно-компрессорных труб и по ней проходит через пакер, ниже пакера вода занимает всю колонну);

18) производство замеров количеств закачиваемой воды и давления на устье с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера;

19) восстановление для каждой нагнетательной скважины изменения количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени;

20) определение для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа зависимости от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин, ведущей закачку в тот же пласт;

21) определение для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, таких зависимостей при разных подачах;

22) управление на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин кустом скважин;

23) дополнительно управление производится с учетом изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин в случаях, когда система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин.

Пример

Один из возможных вариантов выполнения устройства для осуществления заявляемого способа управления системой отборов и воздействий на кусте скважин показан на чертеже.

Куст включает добывающие скважины с насосными установками 1 и 2 и нагнетательную скважину 3, которые соответственно производят добычу и закачку в пласт 4. Добывающие скважины 1 и 2 патрубками 5 и 6 соединены со сборным коллектором 7. Подача добывающей скважины с насосной установкой 1 регулируется устройством изменения подачи 8. Количества добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти из добывающих скважин 1 и 2 замеряются замерными устройствами 9 и 10 соответственно. В нагнетательную скважину 3 вода для закачки поступает из водовода 11 по патрубку 12. Количество закачиваемой воды и ее давление на устье нагнетательной скважины 3 замеряются замерным устройством воды 13. Замерные устройства 9, 10 и 13 с устройством управления 14 имеют обратную связь с устройством изменения подачи 8.

Устройство для осуществления заявляемого способа управления системой отборов и воздействий на кусте скважин работает следующим образом. По координатам определяется расстояние на поверхности между нагнетательной скважиной 3 и добывающими скважинами с насосными установками 1 и 2. В нагнетательную скважину 3 из водовода 11 по патрубку 12 производится закачка воды в пласт 4. Количество закачиваемой воды и ее давление замеряются замерным устройством 13, из которого полученная информация поступает в устройство управления 14. Добывающие скважины с насосными установками 1 и 2 осуществляют добычу из пласта 4. Скважинная продукция по патрубкам 5 и 6 поступает в сборный коллектор 7. Количество добытых сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти замеряются замерными устройствами 9 и 10, из которых информация поступает в устройство управления 14. Периодичность замеров замерными устройствами 9, 10 и 13 задаются устройством управления 14, чтобы можно было использовать теорему Котельникова-Найквиста-Уиттакера-Шеннона. При этом на добывающей скважине с насосной установкой 1 при разной подаче, изменяемой при помощи устройства изменения подачи 8, измеряют обводненность. В устройстве управления 14 производится для добывающих скважин с насосными установками 1 и 2 восстановление изменений количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, для нагнетательной скважины 3 - восстановление изменения количества закачиваемой воды и ее давления во времени. Затем для добывающих скважин с насосными установками 1 и 2 по восстановленным изменениям во времени количеств добытых сырой нефти и нефтяного газа определяется зависимость от количества закачиваемой воды и давления, а также расстояния до нагнетательной скважины 3. Для добывающей скважины с насосной установкой 1 зависимости определяются при разных подачах. На основании полученных зависимостей для добывающих скважин с насосными установками 1 и 2 производится управление кустом скважин с целью, например, оптимальной добычи сырой нефти.

Таким образом, заявляемый способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин эффективнее прототипа за счет регулирования в режиме реального времени добычи продукции скважин и закачки воды с постоянным учетом меняющихся условий эксплуатации.

1. Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин, содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведут 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, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки, отличающийся тем, что определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, находят расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, 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, для каждой добывающей скважины восстанавливают изменение количества добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, на устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество, находят время от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, 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 скважин для ведения закачки 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором.

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.

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.

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.

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 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.
Наверх