Способ интенсификации добычи нефти

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 области нефтегазовой промышленности и, в частности, к разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений путем вибровоздействия на пласт.

Известен способ воздействия на пласт (Патент РФ №2046936, Е21В 43/25, 1995 г.), заключающийся в возбуждении в нем упругих колебаний с помощью вибровоздействия. Предварительно измеряют в скважине энергию акустических шумов в разные фазы земных приливов в связи с затуханием энергии упругих волн в процессе перемещения к пласту. Подбирают режим и условия вибровоздействия, соответствующие максимальной энергии акустического шума.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является создание колебаний в пористой среде.

Недостатком способа является необходимость проводить воздействие в определенную фазу земных приливов.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения (Патент РФ №2057906, Е21В 43/00, 1996). Для реализации способа, основанного на вибросейсмическом воздействии от группы наземных источников колебаний, источники располагают вокруг одной из наиболее близких к контуру питания добывающих скважин. Воздействуют на пласт линейным частотно-модулированным сигналом. После увеличения притока флюида в этой скважине, источники перемещают к другой, двигаясь к центру залежи.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является то, что виброобработку нефтяного пласта начинают от контура питания.

К недостаткам способа можно отнести отсутствие определения эффективной частоты воздействия на продуктивный пласт, высокую трудоемкость процесса.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ сейсмовоздействия на продуктивный пласт (патент РФ №2291956, Е21В 43/16, 2006 г.). Определяют доминантную частоту продуктивного пласта. Вибросейсмическое воздействие на пласт осуществляют колебаниями, создаваемыми группой из двух и более генераторов упругих волн. Воздействие осуществляют в две стадии. На первой стадии обеспечивают работу генераторов синхронно с частотой, равной доминантной (υ0), на второй стадии группу генераторов делят на две равные или близкие по количеству генераторов части, каждую часть настраивают на определенную частоту, исходя из условия, что средняя частота генераторов всей группы равна доминантной частоте продуктивного пласта, а разницу между частотами каждой части генераторов (Δυ) определяют в соответствии с линейным размером обрабатываемого геологического тела, из условия:

где υ - средняя скорость движения упругой волны до продуктивного пласта при частотах каждой части генераторов, м/с;

L - линейный размер обрабатываемого геологического тела, м.

При этом расстояние воздействия сейсмическими колебаниями в продуктивной толще увеличивают уменьшением частоты биения этих колебаний.

Общим признаком известного и предлагаемого способов является одновременное использование нескольких наземных источников.

Недостатком известного способа является невозможность управления направленностью потока флюида.

Предлагаемое изобретение направлено на преодоление указанного недостатка. Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением структуры запасов, возрастанием доли трудноизвлекаемых нефтей, снижением коэффициента нефтеизвлечения. Поэтому актуальными являются задачи применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих значительно увеличить нефтеотдачу уже разрабатываемых пластов, на которых традиционными методами извлечь значительные остаточные запасы весьма затруднительно. Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи является вибросейсмическое воздействие на нефтегазовые пласты.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи нефтяных пластов и направленное движение флюида к забоям добывающих скважин. Техническим результатом является уменьшение величины фильтрационных сопротивлений при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду, уменьшение количества межфазных поверхностей, приходящихся на единицу длины пористой среды.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе интенсификации добычи нефти, включающем вибрационное воздействие на нефтяной пласт источниками упругих колебаний, новым является то, что на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты и вблизи контура питания упомянутой скважины 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 интеференцией 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.

Одной из составляющих сопротивления движению двухфазной среды

- смеси капель нефти и воды, через пористую среду является суммарная площадь поверхностей, отделяющих нефть и воду, приходящихся на единицу длины поры в пласте. Чем больше площадь таких поверхностей, тем больше сопротивление движению потока нефтяной эмульсии при прочих равных условиях, тем меньше нефтеотдача скважины. Физической причиной этого является неравенство друг другу углов смачивания нефтью и водой стенок поры - углов натекания и углов оттекания, что проявляется в возникновении силы сопротивления движению частиц нефти и воды как целого через тонкий канал - пору, аналогичной силе сухого трения.

Для уменьшения величины этого сопротивления при движении водонефтяной эмульсии через пористую среду необходимо уменьшить количество межфазных поверхностей, приходящихся на единицу длины пористой среды, т.е. увеличить размер капель нефти в процессе их слияния, что может происходить при коагуляции капель нефти в процессе вибрационного воздействия на нефтяной пласт.

На фиг. 1 представлена схема, иллюстрирующая технологическую и техническую стороны реализации способа интенсификации добычи нефти (где 1, 2 - источники акустических колебаний; 3 - нефтяной пласт; 4 - скважина; 5 - узловая поверхность; 6 - поверхность пучностей; 7 - пора; 8 - вода; 9 - нефть; 10 - межфазная поверхность нефть-вода).

Интенсивность колебаний в пласте в точке r определяется суммой амплитуд колебаний от источников 1 (вблизи устья скважины) и 2 (вблизи контура питания):

где А1, А2 - амплитуды колебаний пласта от источников 1 и 2,

соответственно, м; и ω1, ω2 - волновой вектор (рад/м) и угловая частота (рад/с), f - число колебаний источников в секунду,

Угловая частота и частота f связаны соотношением: ω=2π·f.

После преобразований (для А12):

В частном случае, для ω12=ω:

Видно, что величина А изменяется в диапазоне 0≤А≤2А1 при переходе от узловой поверхности колебаний к поверхности пучностей:

где n=0,1,2,3,…… m=n+1.

На узловой поверхности суммарная амплитуда колебаний наименьшая, на поверхности пучностей наибольшая. Видно также, что интерференционная картина колебаний, определяемая из (4) узловыми поверхностями и поверхностями пучностей, стационарна.

В этом случае концентрация частиц нефти в эмульсии в узлах будет больше, чем в пучностях. Это можно показать следующим образом. Выделим поверхность, расположенную между узловой поверхностью и поверхностью пучностей, тогда в стационарном случае поток нефти через эту поверхность от пучностей к узлу будет равен обратному потоку - от узла к пучности:

где су, cn - концентрация частиц нефти в эмульсии на узловых поверхностях и поверхностях пучностей, соответственно, 1/м3; wy, wn - нормальные к выделенной поверхности скорости частиц нефти в эмульсии, м/с.

Из (6) видно, что:

а т.к. скорость частиц нефти в пучности много больше скорости частиц нефти в узле: то и т.е. частицы нефти в узловых поверхностях сближаются.

Известно, что коагуляция ускоряется в том месте эмульсии, где капли сближаются и увеличивается их концентрация. При этом капли нефти, распределенные в среде воды, концентрируются в узловых поверхностях, где и происходит их слияние и образование более крупных капель, прохождение которых через пористую среду происходит с меньшим сопротивлением, чем прохождение отдельных капель, составляющих крупную каплю. Система узловых поверхностей и поверхностей пучностей - интерференционное поле - может быть создано использованием двух или нескольких источников акустических колебаний одинаковой частоты на поверхности земли вблизи устья скважины.

Однако при этом в пучностях интерференционного поля концентрирование капель эмульсии нефти и, следовательно, их слияния и укрупнения не происходит. Для того, чтобы процесс коагуляции мелких капель происходил по всему пространству пласта, можно использовать источники колебаний различной частоты. При этом узлы интерференционного поля, двигаясь в сторону источника с меньшей частотой ω1, проходят все пространство продуктивного пласта, что вызывает коагуляцию капель нефтяной эмульсии также по всему пространству пласта.

Из (3), для ω1≠ω2, узловые поверхности определяются равенством:

где n=1,2,3,….

Видно, что положение узловых поверхностей зависит от времени, скорость их перемещения определяется зависимостью (для κ12)

получаемой из (8):

Области повышенной концентрации капель нефтяной эмульсии, совпадающие с узловыми поверхностями, таким образом, перемещаются в сторону источника с меньшей частотой. Если частота ω1 источника 1, расположенного вблизи ствола скважины меньше частоты ω2 источника 2, то узловые поверхности перемещаются в область вблизи скважины, увлекая за собой области повышенной концентрации капель нефтяной эмульсии.

Реализация способа иллюстрируется примерами.

ПРИМЕР 1

На расстоянии от 2 до 10 метров от устья добывающей скважины устанавливают источники упругих колебаний с частотой ω1=5÷250 рад/с. На контуре питания этой скважины устанавливаются один или несколько источников упругих колебаний с частотой ω2=10÷300 рад/с (фиг. 2). Большее количество источников на контуре питания дает наибольший стягивающий к забою эффект. Количество источников определяется экономической целесообразностью. При одновременной работе всех источников в нефтяном пласте создается интерференционное поле, в узлах которого происходит коагуляция частиц нефти, движущихся в поровом пространстве. За счет обеспеченной разности ω1 и ω2 происходит направленное движение потока скоагулированных капель к забою эксплуатационной скважины. Нефтеотдача, таким образом, увеличивается на 10%.

Способ интенсификации добычи нефти, включающий вибрационное воздействие на нефтяной пласт источниками упругих колебаний, характеризующийся тем, что на поверхности земли вблизи устья добывающей скважины располагают источники колебаний одинаковой частоты и вблизи контура питания упомянутой скважины 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.



 

Похожие патенты:

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.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

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.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа для поддержания пластового давления в продуктивном пласте.

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 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.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами. Способ заключается в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов. Причем восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы пробурены параллельно между нисходящими боковыми стволами нагнетательной скважинной системы. Затем производят перфорацию боковых стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости в интервалах, соответствующих расположению пропластков-неколлекторов, с последующим гидравлическим разрывом из боковых стволов и закачкой через нагнетательную скважинную систему в образованную систему трещин пропанта. После чего через нагнетательную скважинную систему закачивают кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют добычу нефти через скважинную добывающую систему из пропластков-неколлекторов. При этом восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы и нисходящие боковые стволы нагнетательной скважинной системы располагают друг от друга на расстоянии, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство для интенсификации работы горизонтальной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и хвостовиком, оснащенным на нижнем конце клапаном и фильтром, выполненным в виде трубы с отверстиями радиальной конической формы, обращенными большим диаметром конуса внутрь фильтра, и заглушенным сферической заглушкой снизу. При этом штанговый глубинный насос выполнен вставным. В качестве клапана использован клапан, состоящий из корпуса с седлом и внутренней цилиндрической выборкой, подвижной втулки с обратным клапаном. При этом наружная поверхность верхней части подвижной втулки с седлом корпуса образует клапанную пару, а подвижная втулка подпружинена основной пружиной относительно корпуса. При этом обратный клапан выполнен в виде клапана золотникового типа с радиальными отверстиями и заглушкой сверху. Обратный клапан размещен во внутренней полости подвижной втулки и подпружинен дополнительной пружиной относительно подвижной втулки. При этом при повышении давления жидкости снизу обратный клапан выполнен с возможностью осевого перемещения относительно подвижной втулки с сжатием дополнительной пружины и открытием радиальных отверстий обратного клапана. При повышении давления жидкости сверху обратный клапан выполнен с возможностью сжатия основной пружины и осевого перемещения совместно с подвижной втулкой относительно корпуса и перетока жидкости сверху вниз по внутренней цилиндрической выборке корпуса. Причем на концах трубы с отверстиями радиальной конической формы жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент из намотанной витками по спирали проволоки, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтром добываемого продукта, повышение межремонтного периода работы устройства, промывка клапана и фильтра в скважине. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов. По способу осуществляют эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают в горизонтальный ствол колонну труб. Осуществляют крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора. Осуществляют очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора. Проводят геофизические исследования и определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины. Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Отбирают нефть до обводнения интервала. Осуществляют изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала. При этом для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала. Производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб. Производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины. После этого перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины. 4 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.

Наверх