Система водогазового воздействия на пласт



Система водогазового воздействия на пласт
Система водогазового воздействия на пласт
Система водогазового воздействия на пласт

 


Владельцы патента RU 2567587:

Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь") (RU)

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, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа.

Известна система для водогазового воздействия на пласт, содержащая силовой насос, струйный аппарат, дожимной насос, емкость с пенообразующими поверхностно-активными веществами, линии для подачи воды, газа и водогазовой смеси, трехфазные гравитационные сепараторы, добывающий центробежный насос, нагнетатель газа, выполненный в виде жидкостно-газового сепаратора и эжектора (патент РФ №2293178, E21B 43/20, опубл. 10.02.2007).

Известна также система водогазового воздействия, содержащая три силовых насоса, эжекторы первой, второй и третьей ступени сжатия, два гравитационных газосепаратора и дожимной насос (патент РФ №2455472, E21B 43/20, опубл. 10.02.2007).

Недостатками данных систем являются большие габариты и масса ввиду присутствия в них нескольких насосов и гравитационных газосепараторов.

Наиболее близкой к заявляемому изобретению является система водогазового воздействия на пласт, которая содержит электродвигатель, водовод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, гравитационный газосепаратор, многоступенчатые центробежные насосы, два из которых являются нагнетательными, линию отвода конденсата, эжектор второй ступени сжатия, трубопровод к нагнетательным скважинам (Телков В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной акачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ. - Дис. … канд. техн. наук. - М., 2009. - 168 с., с. 145, рис. 3.10).

Недостатками прототипа являются сложность монтажа, эксплуатации и громоздкость системы из-за больших габаритов и массы.

Задачей изобретения является повышение экономичности и упрощение системы за счет уменьшения количества узлов, а также общих габаритов и массы, при сохранении функциональных возможностей.

Указанный технический результат достигается тем, что в системе для водогазового воздействия на пласт, содержащей электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор, многоступенчатый центробежный насос, нагнетательный насос, эжектор второй ступени сжатия, трубопровод к нагнетательным скважинам, согласно изобретению газосепаратор применен центробежного типа, в качестве нагнетательного использован один мультифазный насос, при этом газосепаратор, насосы и эжектор второй ступени сжатия установлены на одном валу с электродвигателем, причем эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал.

Мультифазный насос может быть укомплектован пакетами ступеней различного типа, включающими последовательно расположенные пакет осевых ступеней, пакет диспергирующих ступеней из статоров-втулок и роторов-винтов, пакет переходных ступеней с полуоткрытыми рабочими колесами и пакет ступеней основного насоса центробежного типа.

В случаях, когда необходимо перекачать газожидкостную смесь с входной концентрацией газа, превышающей 85%, после нагнетательного мультифазного насоса может быть установлен дополнительный газосепаратор центробежного типа с отводом дегазированной жидкости по отдельному трубопроводу на вход эжектора первой ступени сжатия и выкидными отверстиями для газа, соединенными с трубопроводом к нагнетательным скважинам, при этом дополнительный сепаратор установлен на одном валу с мультифазным насосом.

Замена гравитационного газосепаратора центробежным снижает габариты и массу установки. Применение мультифазного насоса в качестве дожимного, заменяющего два центробежных, создает достаточное давление для воздействия на пласт (до 250 атм), при этом упрощается конструкция системы в целом и сохраняются ее функциональные возможности. Размещение оборудования на одном валу с двигателем уменьшает габариты, массу и стоимость системы.

Подача частично дегазированной жидкости после дополнительного газосепаратора на вход эжектора первой ступени сжатия уменьшает концентрацию газа на входе в систему.

На фиг. 1 представлена схема предлагаемой системы для водогазового воздействия на пласт; на фиг. 2 - схема системы с дополнительным газосепаратором.

Система для водогазового воздействия содержит электродвигатель 3 установленный на валу 9, трубопровод высокого давления 1, подключенный к эжектору первой ступени сжатия 2, к которому также подведена газовая линия низкого давления 4, последовательно установленные центробежный газосепаратор 5, многоступенчатый центробежный насос 6, эжектор второй ступени сжатия 8 и нагнетательный мультифазный насос 10, выход которого связан с трубопроводом к нагнетательной скважине 11, предназначенной для нагнетания водогазовой смеси в пласт. К эжектору второй ступени сжатия 8 подведены газовая линия низкого давления 7 и газ из газосепаратора 5. Центробежный газосепаратор 5, многоступенчатый центробежный насос 6, эжектор второй ступени сжатия 8 и нагнетательный мультифазный насос 10 объединены валом 9 электродвигателя 3, приводящим их в движение. Эжекторы 2 и 8 выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал 9. В качестве нагнетательного применен мультифазный насос со следующей компоновкой: пакет осевых ступеней, содержащих рабочие колеса со спиральными лопастями, пакет диспергирующих ступеней из статоров-втулок и роторов-винтов, пакет переходных ступеней, состоящих из полуоткрытых рабочих колес и направляющих аппаратов, и пакет ступеней основного насоса центробежного типа.

В некоторых вариантах исполнения система может быть дополнительно укомплектована газосепаратором центробежного типа 12, установленным на выходе мультифазного насоса 10 на валу 9. Для отвода дегазированной жидкости газосепаратор 12 снабжен отдельным трубопроводом 13, подключенным к входу эжектора первой ступени сжатия 2, и выкидными отверстиями для газа, соединенными с трубопроводом к нагнетательным скважинам 11, при этом дополнительный сепаратор установлен на одном валу с мультифазным насосом 10.

Система водогазового воздействия на пласт работает следующим образом.

После запуска электродвигателя 3 начинает вращаться вал 9, который приводит в действие центробежный насос 6, мультифазный насос 10 и центробежный газосепаратор 5. Продукция добывающих скважин по трубопроводу высокого давления 1 подается в эжектор первой ступени сжатия 2, туда же по линии низкого давления 4 нагнетается часть газа. При прохождении через эжектор 2 происходит гомогенизация образовавшейся смеси. На выходе эжектора 2 давление понижается, вследствие чего повышается концентрация нерастворенного газа в смеси, которая поступает в центробежный газосепаратор 5, где происходит отделение газа (при коэффициенте сепарации, равном 0.6, отделяется 60% газа), а давление почти не изменяется. Отделенный газ направляется в эжектор второй ступени сжатия 8, а отсепарированная смесь с уменьшенным содержанием газа закачивается в многоступенчатый центробежный насос 6, рассчитанный на входную концентрацию нерастворенного газа не более 20%. Насос 6 необходим для привода эжектора второй ступени сжатия 8. В центробежном насосе 6 происходит повышение давления, что приводит к сжатию газа в смеси и, в конечном счете, снижению концентрации нерастворенного газа. Из центробежного насоса 6 смесь подается на прием эжектора второй ступени сжатия 8, куда одновременно поступает оставшееся количество газа по линии низкого давления 7.

После эжектора 8 снова происходит понижение давления, далее смесь поступает в мультифазный насос 10, который, по сравнению с обычным центробежным насосом, справляется с большей концентрацией нерастворенного газа. В частности, мультифазные насосы с осевыми ступенями успешно работают на газожидкостных смесях, содержащих до 75% нерастворенного газа (см., например, Агеев Ш.Р., Григорян Е.Е., Макиенко Г.П. «Российские установки лопастных насосов для добычи нефти и их применение». Энциклопедический справочник. Пермь: ООО «Пресс-мастер», 2007. - 645 с.). Мультифазный насос 10 развивает давление, необходимое для закачки водогазовой смеси в пласт, даже при наличии газа в смеси. К нагнетательным скважинам смесь поступает по трубопроводу 11.

В случае высокого газосодержания смесь после мультифазного насоса 10 отправляется на дополнительную дегазацию в газосепаратор 12, откуда частично дегазированная жидкость подается по трубопроводу 13 на вход эжектора первой ступени сжатия 2, уменьшая таким образом концентрацию газа на входе в систему, а отсепарированный газ, содержащий определенную долю жидкости, поступает по трубопроводу 11 в нагнетательную скважину.

Для подтверждения работоспособности предлагаемой системы был осуществлен ее расчет на основе фактических данных, полученных с Сорочинского месторождения. На фиг. 3 приведены требуемые параметры - подача и давление газа на входе в систему, давление после струйного насоса, давление на выходе из системы (отмечены прямым шрифтом), а также расчетные значения давления и концентрации газа на каждом из участков системы (выделены курсивом).

На вход эжектора первой ступени сжатия 2 подается газ с производительностью Qгст=30000 м3/сут под давлением Ргнач=4 атм и жидкость с расходом Qж=1536 м3/сут под давлением P1=110 атм. На выходе эжектора 2 давление уменьшается с P1=110 атм до P2=42 атм. Из газосепаратора 5 газожидкостная смесь будет выходить с концентрацией нерастворенного газа, равной, согласно расчетам, β1=16%, что вполне допустимо для дальнейшей подачи в центробежный насос 6. С учетом вышеуказанной концентрации нерастворенного газа и величины давления, которое необходимо развивать на выходе насоса 6, в качестве центробежного насоса может быть предложен серийный насос ЭЦН9-5000-2000 с количеством ступеней, равным 42, который способен развивать нужное давление.

Из насоса 6 газожидкостная смесь с увеличенным до P5=115 атм давлением направляется в эжектор второй ступени сжатия 8, куда по линии низкого давления 7 закачивается газ с расходом, равным Qгст=30000 м3/сут. После прохождения эжектора 8 такая смесь при давлении P6=45 атм будет иметь концентрацию нерастворенного газа, равную β2=46% (что допустимо для мультифазных насосов). Для обеспечения максимального коэффициента вытеснения флюидов в закачиваемой в нагнетательную скважину жидкости выходная концентрация нерастворенного газа должна быть снижена до 25% (Дроздов А.Н., Дроздов Н.А., Малявко Е.А. и др. Исследование водогазового воздействия на пласт и перспективы его внедрения с помощью насосно-эжекторных систем в условиях существующей структуры нефтепромыслов. - SPE 160687, доклад для презентации на технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче, Москва, Россия, 16-18 октября 2012), а давление достигать 120 атм. Такие показатели могут быть достигнуты после прохождения через мультифазный насос 10, состоящий из пакетов ступеней различного типа.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет уменьшить габариты и массу системы за счет замены оборудования, а размещение оборудования на валу одного двигателя делает ее менее громоздкой и более экономичной по сравнению с аналогами.

1. Система водогазового воздействия на пласт, содержащая электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам, отличающаяся тем, что газосепаратор применен центробежного типа, в качестве нагнетательного использован один мультифазный насос, при этом газосепаратор, насосы и эжекторы установлены на одном валу с электродвигателем, а эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что мультифазный насос укомплектован пакетами ступеней различного типа, включающими последовательно расположенные пакет осевых ступеней, пакет диспергирующих ступеней из статоров-втулок и роторов-винтов, пакет переходных ступеней с полуоткрытыми рабочими колесами и пакет ступеней основного насоса центробежного типа.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что после нагнетательного мультифазного насоса установлен дополнительный газосепаратор центробежного типа с отводом дегазированной жидкости по отдельному трубопроводу на вход эжектора первой ступени сжатия и выкидными отверстиями для газа, соединенными с трубопроводом к нагнетательным скважинам, при этом дополнительный сепаратор установлен на одном валу с мультифазным насосом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
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 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.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. Способ включает нагнетание воды и добавки в пласт из первой скважины и добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины. При этом указанная вода и добавка представляют собой смесь, содержащую от примерно 50 до 99 мол.% воды и добавку, содержащую простой диметиловый эфир, простой диэтиловый эфир или простой метилэтиловый эфир. При этом используют группы скважин. Одну группу используют для заводнения пласта, а другую - для добычи нефти в течение первого периода времени. Затем группы скважин для заводнения и добычи переключают в течение второго периода времени. Из первого и второго периодов времени составляют цикл. Каждый из циклов увеличивают по времени на 5-10% продолжительности предыдущего цикла. В первые 10-80% продолжительности цикла закачивают одну смесь для заводнения с добавками, а в остальное время продолжительности цикла закачивают другую смесь для заводнения с добавками, в том числе несмешиваемыми. 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами. Для этого закачивают воду в нагнетательные скважины, а из добывающих скважин отбирают продукцию. Для снижения водопритока к добывающим скважинам осуществляют закачку в нагнетательные скважины различных агентов. При этом выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре. После обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также и в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага. Состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины. Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка. После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды. Добывающие скважины при этом пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх