Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2559990:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции

закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ закачки вытесняющего агента в скважину, согласно которому вблизи нагнетательной скважины в специальном шурфе размещают погружной центробежный насос. Всасывающая часть насоса связана с трубопроводом водоисточника, а выкидная линия - с нагнетательной скважиной. Подачу рабочего агента к насосу осуществляют по низконапорным коммуникациям (патент РФ №2079640, кл. Е21В 43/20, опублик. 20.05.1997).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП), включающий проведение на первом этапе разработки ГРП во всех добывающих скважинах. Одновременно с этим при помощи геофизических методов, основанных на регистрации микросейсмических колебаний, а также на регистрации скважинными наклономерами изменения угла наклона пластов, возникающих при ГРП, определяют направления развития трещин гидравлического разрыва по азимуту. При снижении дебитов добывающих скважин ниже 10% от первоначальных значений проводят ГРП во всех нагнетательных скважинах, при этом сразу же после проведения ГРП в нагнетательных скважинах проводится обработка пласта высоким давлением для увеличения приемистости. При падении дебитов добывающих скважин более чем на 50% от первоначальных значений, в них осуществляют повторный ГРП (патент РФ №2496001, опублик. 20.10.2013 - прототип).

Известные технические решения не позволяют разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение ГРП в добывающей скважине, согласно изобретению до проведения ГРП в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора, после ГРП эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом, до изменения оптимальной компенсации отбора вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи мало внимания обращают на соотношение объемов закачиваемого через нагнетательные скважины рабочего агента и объемов отбираемой пластовой продукции через добывающие скважины. Между тем длительное отклонение от оптимальной компенсации отбора приводит к изменению пластового давления, преждевременной обводненности пластовой продукции или недоборам нефти. И в том, и в другом случае снижается нефтеотдача залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Поддерживают пластовое давление в зоне отбора сохранением компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента. Оптимальным считают компенсацию отбора на уровне 110-125%.

При снижении дебита в добывающей скважине проводят ГРП. Дебит скважины возрастает, но при этом снижается компенсация отбора, иногда весьма значительно до 80-90%. Такое изменение мало влияет на нефтеотдачу в первое время, однако при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной и при последующем увеличении давления закачки в нагнетательной скважине возникает вероятность образования, так называемого, языка обводнения, наблюдается интенсивное продвижение рабочего агента по своего рода коридору к добывающей скважине в обход нефтенасыщенных зон залежи, возникает туннельный эффект распространения рабочего агента. Нефть остается захороненной в залежи.

Решение проблемы в том, что до изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышенное пластовое давление от нагнетательной скважины распределяется по залежи еще до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. В зоне повышенного давления оказываются прочие добывающие скважины, что интенсифицирует добычу пластовой продукции. Добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора. В результате нефтеотдача залежи возрастает.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1800-2200 м, пластовое давление от 12 до 18 МПа, пластовая температура от 34°С, толщина пласта от 2 до 12 м, пористость от 5 до 30%, проницаемость от 5 до 2500 мДа, нефтенасыщенность от 60-95%, вязкость нефти в поверхностных условиях ~ 20 мПа*с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,86 г/см3. Коллектор - алевролит и/или глинистый песчаник. Участок залежи с 1 нагнетательной скважиной и 3 добывающими скважинами разрабатывают заводнением с закачкой пластовой воды в качестве рабочего агента и отбором пластовой продукции через добывающие скважины.

Объем закачки через нагнетательную скважину составляет 50 м3/сут. Объем отбора пластовой продукции по участку через 3 добывающие скважины составляет 40 м3/сут. Компенсация отбора составляет 50/40*100%=125%. В добывающей скважине с наименьшим дебитом проводят ГРП. Дебит скважины увеличился с 10 до 20 м3/сут. Пластовое давление в зоне влияния добывающей скважины снижается. Компенсация отбора по зоне вблизи добывающей скважины составляет 50/50*100%=100%.

Эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора по участку через 1 месяц вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления закачки и закачивают рабочий агент из шурфа в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки порядка 20 МПа вместо 12 МПа с объемом закачки порядка 62-63 м3/сут. Тем самым добиваются оптимальной компенсации отбора 125%. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора.

В результате по участку залежи нефтеотдача возросла на 2,3% и составила 31%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине, отличающийся тем, что до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%, после гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом, до изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки и закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки, повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины, добиваются оптимальной компенсации отбора, продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки.

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.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. По способу разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. Предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины в последней проводят гидроразрыв пласта с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения. После гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Технический результат - увеличение продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин и повышение коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами. По способу на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола. При этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы. Первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта. Горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту. В горизонтальном стволе размещают скважинный фильтр с отверстиями. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды и перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра приподнимают лифтовую колонну до кровли продуктивного пласта и осуществляют перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра. Перфорацию осуществляют в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой. После этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне. 5 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин. Технический результат - повышение эффективности поддержания пластового давления. По способу осуществляют отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Для оценки влияния добывающих и нагнетательных скважин осуществляют преобразование первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин с помощью системы базисных функций. В качестве первоначальных данных для каждой нагнетательной и потенциально реагирующих добывающих скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости, обводненности, состояние скважины - в работе или бездействии. В качестве базисных функций используют сглаживающие функции, обеспечивающие возможность линейного или экспоненциального сглаживания, такие как «скользящее окно», или вейвлет-анализ, или нейронные сети. С помощью базисных функций выделяют тренд промысловых показателей скважин, полезную составляющую динамики работы скважин и устраняют «шумы». Затем определяют коэффициенты влияния на основе сравнения преобразованных промысловых данных. Преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции разбивают на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции. Если на протяжении одного фрагмента отмечают смену режима работы, то фрагмент автоматически разбивают на два новых фрагмента. Рассчитывают коэффициент корреляции для каждой базисной функции между фрагментами динамики нагнетательной и реагирующей добывающей скважинами с учетом времени, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины. По значению, к которому стремится зависимость коэффициента корреляции от количества проанализированных фрагментов, определяют полезность скважин. С учетом взаимного влияния скважин формируют рекомендации по перераспределению закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам. В качестве нагнетательного использован один мультифазный насос. Газосепаратор, насосы и эжекторы установлены на одном валу с электродвигателем. Эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал. Технический результат - повышение экономичности и упрощение системы за счет уменьшения количества узлов, общих габаритов и массы при сохранении функциональных возможностей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью. Технический результат - повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу проводят на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмику. Создают модели трещин. Проектируют и бурят скважины с горизонтальным окончанием с учетом трещин. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают продукцию через добывающие скважины. При этом выделяют трещины протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Горизонтальный ствол скважины условно разбивают на участки в количестве не более 10. Каждый участок ствола выполняют с пересечением каждой трещины под углом 30-60°. В горизонтальной плоскости каждым участком пересекают не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Направление горизонтального ствола выполняют таким образом, чтобы условные средние линии скважин, проведенные в горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам перехода траектории скважины от одного участка к другому. При этом условные средние линии стволов добывающих и нагнетательных скважин обеспечивают параллельными. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу осуществляют бурение вертикальных скважин и формирование пятиточечных элементов разработки с нагнетательными скважинами в углах элементов разработки и добывающих скважин в центре. Осуществляют бурение в пределах каждого элемента разработки двуствольных многозабойных горизонтальных скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Через добывающие скважины отбирают продукцию. При этом в залежи с двумя нефтенасыщенными пропластками все вертикальные скважины бурят со вскрытием этих пропластков. Каждый элемент разработки выполняют длиной грани, равной 4L, где L - четверть расстояния между вертикальными нагнетательными скважинами. С центральной части двух противоположных граней элемента разработки бурят двуствольные добывающие МЗГС. Их стволы проводят в разных направлениях внутрь элемента разработки вдоль окружности радиусом 2L. Длину каждого ствола добывающей МЗГС выполняют равной (0,9…1,l)·π·L, где π=3,14. Из точек, образуемых на пересечении в плане условных линий, проведенных из мест входа в пласт добывающих МЗГС и нагнетательных скважин на противоположных гранях элемента разработки, бурят двуствольные нагнетательные МЗГС. Стволы проводят в разных направлениях к внутренней части элемента разработки вдоль окружности радиусом L. Длину каждого ствола нагнетательной МЗГС выполняют равной (0,3…0,5)·π·L. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. Параллельные стволы добывающих и нагнетательных МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. В центральной части каждого ствола добывающей МЗГС размещают водонабухающий пакер. Каждую нагнетательную скважину отрабатывают на нефть не более трех лет. 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу определяют направления трещиноватости коллектора. Формируют элементы разработки бурением вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин по квадратной сетке и многозабойных горизонтальных добывающих скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Размещают стволы МЗГС вокруг нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При этом каждый из элементов разработки образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещенными таким образом, чтобы грани элементов были направлены под углом 40-50° к преимущественному направлению естественной трещиноватости коллектора. Расстояние между гранями соседних элементов выполняют длиной 3L, где L - половина длины грани элемента. Расстояние между нагнетательными скважинами внутри элемента принимают 2L. На каждом элементе размещают две расположенные перпендикулярно двуствольные добывающие МЗГС. Каждую из этих скважин выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов. Точки входа МЗГС в продуктивный пласт располагают в центральной части элемента. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины по радиусу L и длиной полукруга π·L, где π=3,14. Длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1). 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат. По способу осуществляют внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине. Нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта. Размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом. Фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины. Количество последних - вдвое меньше количества пассивных скважин. Активные скважины предназначены для закачки воды в нижележащий обводненный пласт. В пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт. В активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт. Через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт. Перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами. При этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте. За счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины. Отбор пластового флюида из продуктивного пласта осуществляют через добывающую скважину. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами. Над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления на станции управления (СУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне НКТ, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия. Колонна НКТ оснащена запорно-перепускной арматурой и приустьевой насосно-эжекторной установкой, содержащей силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, сообщающийся входом с водопроводом от источника воды с запорным краном, газожидкостный эжектор-смеситель, сообщающийся входами с газопроводом от источника газа с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, емкостью с поверхностно-активным веществом трубопроводом с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, и водопроводом с выбросом силового насоса. Выброс эжектора-смесителя сообщается с колонной НКТ по трубопроводу, в который встроены дожимной насос и гидрозатвор. К водопроводам подачи воды в эжектор-смеситель и выпуска из него присоединен байпас возврата воды через предохранительный клапан. СУ соединена силовыми кабелями с электроприводами силового и дожимного насосов. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх