Способ интенсификации добычи нефти гарипова и установка для его осуществления

Авторы патента:

E21B43/16 - способы усиленной добычи для получения углеводородов (формирование трещин или разрывов E21B 43/26; добыча шлама E21B 43/29; восстановление загрязненной почвы на месте B09C)

Владельцы патента RU 2605571:

Гарипов Олег Марсович (RU)
ООО Научно-производственное объединение "Новые нефтяные технологии" (RU)

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти, увеличение притока нефти и обеспечение непрерывного процесса извлечения дегазированной нефти за счет акустической дегазации флюида в скважине над погружным насосом. По способу осуществляют спуск в заданный интервал скважины насосно-компрессорных труб - НКТ, погружного насоса и источника акустических колебаний, соединенного с генератором акустических колебаний. Осуществляют дегазацию пластового флюида посредством воздействия на пластовый флюид акустическими колебаниями, создаваемыми источником акустических колебаний. Извлекают из скважины дегазированный флюид. Источник акустических колебаний представляет собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько. Этот источник акустических колебаний устанавливают выше приема погружного насоса. Осуществляют дегазацию пластового флюида, выходящего из погружного насоса. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в том числе и для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

Известны установка для интенсификации добычи нефти, содержащая генератор, спущенные в скважину в заданный интервал глубин НКТ, источник акустических колебаний, соединенный с генератором, и погружной насос, и способ интенсификации добычи нефти, включающий спуск в скважину в заданный интервал глубин погружного насоса, НКТ, акустического устройства, акустическую дегазацию флюида посредством воздействия на флюид акустическим полем и извлечение дегазированного флюида (Патент РФ №2133332, E21B 43/00, 25, оп. 20.07.1999 г.).

Недостатком вышеуказанных технических решений является то, что источник акустических колебаний для дегазации флюида спускается под погружной насос, который не может работать с высоким содержанием газовой фазы во флюиде и поднимать газоконденсат, так как известно, что в нефтяных пластах содержится нефть с газовым фактором от 20 до 1000 м³/м³ и, соответственно, при выделении этого газа в свободную фазу в акустическом поле ниже приема погружного насоса создаются условия, неприемлемые для работы погружного насоса, и он будет отключаться по «недогрузу» либо выйдет из эксплуатации из-за перегрева.

Наиболее близким техническим решением является установка для интенсификации добычи нефти, содержащая генератор акустических колебаний, спущенные в скважину в заданный интервал НКТ, источник акустических колебаний, соединенный с генератором, и погружной насос, и способ интенсификации добычи нефти, включающий спуск в заданный интервал скважины НКТ, источник акустических колебаний и погружного насоса, акустическую дегазацию флюида посредством воздействия на флюид акустическим полем, создаваемым источником акустических колебаний, и извлечение дегазированного флюида (Патент РФ №2264532, E21B 43/16, оп. 20.11.2005 г., прототип).

Недостатком вышеуказанных способа и установки является то, что источник акустических колебаний для дегазации флюида спускается под погружной насос, который не может работать с высоким содержанием газовой фазы в флюиде и поднимать газоконденсат, так как известно, что в нефтяных пластах содержится нефть с газовым фактором от 20 до 1000 м³/м³ и, соответственно, при выделении этого газа в свободную фазу в акустическом поле ниже приема погружного насоса создаются условия, неприемлемые для работы погружного насоса, и он будет отключаться по «недогрузу» либо выйдет из эксплуатации из-за перегрева.

Предлагаемые технические решения устраняют вышеперечисленные недостатки, повышают эффективность добычи нефти, увеличивая приток нефти и обеспечивая непрерывный процесс извлечения дегазированной нефти за счет создания условий акустической дегазации флюида в скважине над погружным насосом, и снижают затраты на добычу нефти, при этом способ интенсификации добычи нефти включает спуск в заданный интервал скважины НКТ, погружного насоса и источника акустических колебаний, соединенного с генератором, акустическую дегазацию пластового флюида посредством воздействия на пластовый флюид акустическим полем, создаваемым источником акустических колебаний, и извлечение пластового флюида, при этом источник акустических колебаний, представляющий собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, устанавливают выше приема погружного насоса, а акустическую дегазацию пластового флюида осуществляют на пластовый флюид, выходящий из погружного насоса, дополнительно осуществляют установку одного или несколько пакеров выше приема погружного, высокочастотный акустический излучатель дополнительно приводят в возвратно-поступательное движение, высокочастотный акустический излучатель спускают в интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, высокочастотный акустический излучатель спускают в зону нестабильного состояния скважинного флюида, начала выделения растворенного газа из нефти и высокочастотный акустический излучатель выводят в режим ультразвуковой кавитации.

Установка для интенсификации добычи нефти содержит генератор акустических колебаний, спущенные в скважину в заданный интервал погружной насос, НКТ, источник акустических колебаний, по меньшей мере, один кабельный ввод, при этом генератор акустических колебаний представляет собой глубинный или устьевой генератор высокочастотных акустических сигналов, источник акустических колебаний представляет собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, соединенный с генератором акустических колебаний с помощью кабеля, высокочастотный акустический излучатель или излучатели размещены в скважине выше приема погружного насоса с возможностью протекания через них пластового флюида, выходящего из погружного насоса, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и над высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным под погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями, высокочастотные акустические излучатели размещают последовательно или параллельно, при этом верхний высокочастотный акустический излучатель установлен в заданном интервале глубин, а последующие высокочастотные акустические излучатели ниже верхнего высокочастотного акустического излучателя на заданном расстоянии от него, высокочастотный акустический излучатель размещен внутри НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен внутри скважинной камеры, закрепленной на НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен в седле, закрепленном внутри НКТ, высокочастотный излучатель размещен на упоре, закрепленном внутри НКТ, высокочастотный акустический излучатель размещен и закреплен на выкиде погружного насоса, заданный интервал глубин представляет собой интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, заданный интервал глубин представляет собой зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти.

На фиг. 1 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, два высокочастотных акустических излучателя, расположенных последовательно над погружным насосом в перепускной системе с механическим или гидравлическим клапаном, пакер, установленный над погружным насосом и под высокочастотными акустическими излучателями, при этом высокочастотные акустические излучатели соединены с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг. 2 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор и высокочастотный акустический излучатель, расположенный в седле в виде оправки внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг.3 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, высокочастотный акустический излучатель, расположенный в седле внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, и станцию управления, на фиг. 4 изображена установка, содержащая погружной насос, измерительный прибор, два высокочастотных акустических излучателя, расположенных последовательно над погружным насосом и соединенных с помощью кабеля с устьевым генератором и с наземным источником тока, при этом один высокочастотный акустический излучатель расположен в скважинной камере, а другой высокочастотный акустический излучатель расположен в седле, и станцию управления, на фиг. 5 изображена установка, содержащая погружной насос и высокочастотный акустический излучатель, расположенный внутри НКТ над погружным насосом и соединенный с устьевым генератором и с наземным источником тока посредством кабеля, и станцию управления.

Установка для интенсификации добычи нефти содержит погружной насос 1, НКТ 2, по меньшей мере, один источник акустических колебаний 3, по меньшей мере, один кабельный ввод, наземный источник тока 4 и глубинный или устьевой генератор высокочастотных акустических сигналов 5 (далее по тексту - «Генератор»).

Насос погружной 1 представляет собой глубинный скважинный насос, например ЭЦН, ЭВН.

НКТ 2 представляет собой трубу, например трубу с муфтами или без муфт, участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.

Источник акустических колебаний 3 соединен с помощью кабеля 6 с генератором 5 и с наземным источником тока 4 и представляет собой высокочастотный акустический излучатель 3 (далее по тексту «Высокочастотный излучатель»), например, магнитострикционный излучатель, пьезокерамический излучатель. Высокочастотный излучатель или излучатели 3 размещены в скважине в заданном интервале глубин и выше приема погружного насоса 1 с возможностью протекания скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1, при этом высокочастотный излучатель 3 размещен, например, в стационарном устройстве, закрепленном на НКТ 2. Высокочастотный излучатель 3 может включать съемные или стационарно установленные, например, на магнитострикционных излучателях волноводы, концентраторы.

Заданный интервал глубин спуска высокочастотного излучателя или излучателей 3 представляет собой интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти, которую определяют следующим образом:

- по данным физико-химических исследований;

- по данным глубинных и устьевых проб, по которым определяют состав углеводородов, давление насыщения, присутствующих в растворенном состоянии газов;

- по данным геофизических исследований скважины, например давления, температуры, плотности и др. параметров внутри скважины, выявляют изменение скважинных параметров и перелом линии изменения скважинных параметров, например давления, температуры, плотности со сменой функциональной зависимости указывает на зону нестабильного состояния скважинного флюида, начала выделения растворенного газа из нефти.

Высокочастотный излучатель 3 выполнен в мобильном исполнении или стационарном исполнении.

Высокочастотные излучатели 3 размещены в скважине последовательно или параллельно, при этом верхний высокочастотный излучатель 3 установлен в заданном интервале глубин, например в интервале глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины, а последующие высокочастотные излучатели 3 установлены ниже верхнего высокочастотного излучателя 3 и на заданном расстоянии между ними и погружным насосом 1.

Стационарное устройство выполнено с возможностью размещения в нем высокочастотного излучателя 3 и с возможностью протекания сквозь него скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1, и представляет собой, например, седло 7, скважинную камеру 8, карман.

Например, высокочастотный излучатель 3 размещен в седле 7, закрепленном внутри НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен внутри скважинной камеры 8, закрепленной на НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен внутри НКТ 2; высокочастотный излучатель 3 размещен на упоре, закрепленном внутри НКТ 2.

Кабельный ввод представляет собой устройство, выполненное с возможностью обеспечения герметизации кабеля 6, выходящего из скважины, например планшайбу, трубообразную камеру с герметизирующими манжетами, лубрикатор.

Генератор 5 размещен на устье скважины или в скважине и представляет собой устройство для создания мощных акустических колебаний. Генератор 5 выполнен в одном корпусе с высокочастотным излучателем 3 или раздельно в разных корпусах.

Высокочастотный излучатель 3 дополнительно снабжен защитным проточным корпусом.

Установка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером 9, глубинным измерительным прибором или приборами 10, перепускной системой 11 с механическим или гидравлическим клапаном, станцией управления 12.

Пакер 9 предназначен для разобщения пластов друг от друга и от погружного насоса 1 и представляет собой разобщающее устройство, например механическое, гидравлическое, с различным способом установки в скважине.

Глубинный измерительный прибор 10 расположен в скважине на заданной глубине и предназначен для контроля за работой высокочастотного излучателя или излучателей 3, за параметрами работы погружного насоса 1 и скважинного флюида. Используя данные глубинного измерительного прибора 10, можно уточнить данные физико-химических исследований глубинных и устьевых проб и, соответственно, уточнить глубину размещения высокочастотного излучателя или излучателей 3, уточнить интервалы метастабильного состояния скважинного флюида, зоны начала разгазирования нефти, а также четко фиксировать изменение плотности флюида, начало выделения из флюида растворенного газа в свободную и пузырьковую фазу.

Глубинный измерительный прибор 10 расположен в скважине стационарно или спущен на кабеле 6 на заданное время и глубину.

Перепускная система 11 с механическим или гидравлическим клапаном представляет собой систему, обеспечивающую разделение потоков внутри скважины при одновременно-раздельной добычи нефти для скважин с несколькими пластами.

Станция управления 12 представляет собой устройство, обеспечивающее автоматизированное управление работой внутрискважинного оборудования с поверхности, станция управления 12 дополнительно снабжена модемом.

Способ интенсификации добычи нефти осуществляют следующим образом.

При необходимости, в насосной нефтяной скважине определяют заданный интервал глубин спуска высокочастотного излучателя или излучателей 3, например после вывода скважины на постоянный режим эксплуатации погружного насоса 1, или определяют его по ранее проведенным исследованиям скважины, где указаны данные об заданном интервале глубин, а именно интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины (дегазации скважинного флюида), зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти.

Для определения заданного интервала глубин используют известные средства изучения и способы исследования скважинного флюида, например данные изменения плотности с глубиной, где в зоне дегазации происходит более быстрое уменьшение плотности газированного флюида, в связи с повышением доли пузырькового газа в объеме скважинного флюида.

Спускают в скважину погружной насос 1, один или несколько высокочастотных излучателей 3 устанавливают выше приема погружного насоса 1 после определения заданного интервала глубин известными способами и средствами, НКТ 2. По меньшей мере, один высокочастотный излучатель 3 спускают в скважину, предварительно соединив его с генератором 5 и с наземным источником тока 4 с помощью кабеля 6, для спуска одного или нескольких высокочастотных излучателей 3 используют один или несколько кабельных вводов. Один или несколько высокочастотных излучателей 3 размещают в скважине в заданном интервале глубин с возможностью протекания сквозь них скважинного флюида, выходящего из погружного насоса 1.

Высокочастотные излучатели 3 размещают последовательно или параллельно в заданном интервале глубин, предварительно настроив высокочастотный излучатель 3 в резонансе на режим кавитации, например режим 15-100 кГц.

Высокочастотный акустический излучатель 3 размещают выше приема погружного насоса 1, например:

размещают его непосредственно на выкиде погружного насоса 1, закрепив сверху, в случае если газ уже начинает выделяться в погружном насосе 1 и давление насыщения и нестабильное состояние флюида непосредственно будет на выходе из погружного насоса 1, точнее непосредственно в погружном насосе 1 (для неглубоких скважин);

размещают его выше выкида погружного насоса 1, но вблизи его, например, в случае если газ уже начинает выделяться вблизи погружного насоса 1 (для не очень глубоких малонапорных скважин);

размещают его выше выкида погружного насоса 1 и выше заданного интервала глубин, например уровня давления насыщения газом флюида скважины (для глубоких скважин, когда насосы находятся на больших глубинах), разместив его, например, в стационарном устройстве, закрепленном на НКТ 2.

После спуска установки в скважину запускают генератор 5, при этом высокочастотный излучатель или излучатели 3 производят высокочастотные акустические колебания, создавая акустическое поле. Пластовый флюид, выходящий из погружного насоса 1, проходит через акустическое поле, акустическое воздействие на пластовый флюид ускоряет процесс выделения газа из него, обеспечивая дополнительное интенсивное выделение газа в лифте скважины на заданной глубине в пузырьковую фазу из газированного флюида растворенным газом, тем самым осуществляя акустическую дегазацию пластового флюида.

Высокочастотные акустические колебания, воздействуя на параметры нефти, в частности на уменьшение плотности путем акустической дегазации, ускоряют процесс выделения газа из метастабильного газированного флюида с большим объемом растворенного в нем газа, образуют пенно-пузырьковую эмульсию, при этом снижая плотность флюида и противодавление на погружной насос 1, тем самым повышая его производительность и, соответственно, снижая забойное давление и увеличивая приток флюида в призабойной зоне.

В случае необходимости высокочастотный акустический излучатель 3 выводят в режим ультразвуковой кавитации.

В случае когда в скважине размещено несколько высокочастотных излучателей 3, то обязательно верхний высокочастотный излучатель 3 установлен выше заданного интервала глубин и выше приема погружного насоса 1, а последующие высокочастотные излучатели 3 ниже верхнего высокочастотного излучателя 3 на заданном расстоянии между собой и погружным насосом 1, но выше приема погружного насоса 1.

В процессе акустической дегазации пластового флюида из него выделяются растворенный углеводородный газ в свободную и пузырьковую фазу, пузырьки газа слипаются, объединяются в виде пены и поднимаются по скважине в виде пузырьковой фазы, при этом газ в составе пенно-пузырьковой эмульсии, поднимаясь, выталкивает нефть на поверхность.

Пузырьки газа выделяются в результате кавитации и в виде пены резко снижают плотность в лифте скважинного флюида.

При этом, если разгазировать скважинный флюид ниже давления насыщения, то пузырьки газа, образующиеся при ВЧ-облучении и механическом воздействии, сразу растворяются в этом же флюиде.

В процессе эксплуатации скважины учитывают метастабильное состояние флюида, не допуская, чтобы верхний высокочастотный излучатель 3 находился ниже уровня давления насыщения, т.к. выделившийся газ в процессе акустического воздействия будет растворяться в недонасыщенном состоянии флюиде, т.е. флюид будет донасыщаться газом, растворяя в себе свободный углеводородный газ.

Данные технические решения работают при условии, когда флюид находится выше уровня давления насыщения (в насыщенном и пересыщенном газам состоянии) - в метастабильном состоянии, когда происходит выделение из пересыщенного флюида углеводородного газа в свободную фазу и присутствие в скважине в виде пузырьков, некоторые из них будут объединяться в виде пены, слипаться и присутствовать в скважине в свободной пузырьковой фазе.

Дегазированный акустическим полем пластовый флюид извлекают из скважины на поверхность.

Для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов установку дополнительно снабжают одним или несколькими пакерами 9.

В этом случае пакер или пакеры 9 устанавливают выше приема погружного насоса 1, например над или под высокочастотным излучателем или излучателями 3, осуществляя одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов.

В этом случае пластовый флюид поступает на прием погружного насоса 1 из верхнего и нижнего пластов или только из нижнего пласта и акустическую дегазацию пластового флюида осуществляют посредством протекания пластового флюида, выходящего из погружного насоса 1, через акустическое поле, создаваемое высокочастотным излучателем или излучателями 3.

Также для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов установку дополнительно снабжают одним или несколькими пакерами 9 и перепускной системой 11 с механическим или гидравлическим клапаном, при этом их устанавливают выше приема погружного насоса 1 внутри НКТ 2, например над или под высокочастотным излучателем или излучателями 3, осуществляя одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких продуктивных объектов с одновременным воздействием акустическим полем на пластовый флюид этих продуктивных объектов.

Для контроля за работой высокочастотного излучателя или излучателей 3, а также за скважинными параметрами, в том числе за параметрами работы погружного насоса 1 и параметрами скважинного флюида, установку дополнительно снабжают одним или несколькими глубинными измерительными приборами 10, что позволяет уточнять глубину размещения высокочастотного излучателя или излучателей 3, уточнять заданные интервалы глубин метастабильного состояния скважинного флюида - зоны начала разгазирования нефти, а также четко фиксировать снижение плотности флюида и, соответственно, начало выделения из флюида растворенного газа в свободную и пузырьковую фазу.

Данные с глубинного измерительного прибора 10 поступают на станцию управления 12, анализируются и учитываются в процессе эксплуатации нефтяной скважины.

Предлагаемые технические решения повышают эффективность эксплуатации нефтяных скважин с применением высокочастотных акустических излучателей, обеспечивая непрерывный процесс извлечения дегазированной нефти, увеличивая приток нефти за счет создания условий акустической дегазации флюида в скважине над погружным насосом и снижая затраты на добычу, в том числе снижая затраты на электроэнергию погружных насосов, работающих в щадящем режиме из-за снижения веса столба флюида над насосом.

1. Способ интенсификации добычи нефти, включающий спуск в заданный интервал скважины насосно-компрессорных труб - НКТ, погружного насоса и источника акустических колебаний, соединенного с генератором, дегазацию пластового флюида посредством воздействия на пластовый флюид акустическими колебаниями, создаваемыми источником акустических колебаний, и извлечение дегазированного флюида, отличающийся тем, что источник акустических колебаний, представляющий собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, устанавливают выше приема погружного насоса, при этом осуществляют дегазацию пластового флюида, выходящего из погружного насоса.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют установку одного или несколько пакеров выше приема погружного насоса.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высокочастотный акустический излучатель дополнительно приводят в возвратно-поступательное движение.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высокочастотный акустический излучатель спускают в интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высокочастотный акустический излучатель спускают в зону нестабильного состояния скважинного флюида, начала выделения растворенного газа из нефти.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что высокочастотный акустический излучатель выводят в режим ультразвуковой кавитации.

7. Установка для интенсификации добычи нефти, содержащая генератор акустических колебаний, спущенные в скважину в заданный интервал погружной насос, насосно-компрессорные трубы - НКТ, источник акустических колебаний, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним кабельным вводом, генератор акустических колебаний представляет собой глубинный или устьевой генератор высокочастотных акустических сигналов, источник акустических колебаний представляет собой высокочастотный акустический излучатель, один или несколько, высокочастотный акустический излучатель соединен с генератором акустических колебаний с помощью кабеля, высокочастотный акустический излучатель или излучатели размещены в скважине выше приема погружного насоса с возможностью протекания через них пластового флюида, выходящего из погружного насоса.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и над высокочастотным акустическим излучателем или излучателями.

9. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным над погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями.

10. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером, размещенным под погружным насосом и под высокочастотным акустическим излучателем или излучателями.

11. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотные акустические излучатели размещают последовательно или параллельно, при этом верхний высокочастотный акустический излучатель установлен в заданном интервале глубин, а последующие высокочастотные акустические излучатели - ниже верхнего высокочастотного акустического излучателя на заданном расстоянии от него.

12. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотный акустический излучатель размещен внутри НКТ.

13. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотный акустический излучатель размещен внутри скважинной камеры, закрепленной на НКТ.

14. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотный акустический излучатель размещен в седле, закрепленном внутри НКТ.

15. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотный излучатель размещен на упоре, закрепленном внутри НКТ.

16. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что высокочастотный акустический излучатель размещен и закреплен на выкиде погружного насоса.

17. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что заданный интервал глубин представляет собой интервал глубин выше уровня давления насыщения газом флюида скважины.

18. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что заданный интервал глубин представляет собой зону нестабильного состояния скважинного флюида начала выделения растворенного газа из нефти.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения // 2601707

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта // 2601641

Группа изобретений относится к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

Способ и устройство воздействия на нефтенасыщенные пласты и призабойную зону горизонтальной скважины // 2600249

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности для интенсификации притока нефти. Способ включает доставку и размещение в горизонтальном окончании скважины устройства, оснащенного накопительным блоком электроэнергии, излучателем с двумя электродами, которые замыкаются по команде оператора калиброванной металлической проволокой, что приводит к ее взрыву и образованию направленной, точечной ударной волны высокого давления, распространяющейся радиально от заданных точек горизонтального ствола скважины с целью увеличения проницаемости призабойной зоны рабочих участков горизонтального ствола.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти системой скважин с боковыми горизонтальными стволами // 2599995

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти // 2599676

Способ эксплуатации скважины // 2599653

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины // 2599156

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор // 2599155

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений // 2598672

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами // 2605860

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Способ разработки нефтяной оторочки и подгазовой зоны сложно построенных залежей // 2606740

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового. Технический результат - повышение эффективности извлечения продукции скважин. По способу отбирают пробы нефти и/или газа. Определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ. Затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. На основе ее размещают добывающие и газо-нагнетательные скважины. Проводку их осуществляют в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. При этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами. В них закачивают сухой газ. Закачивание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами. Через них добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом. 4 пр., 2 табл., 2 ил.

Способ интенсификации добычи углеводородов с применением горизонтальных скважин // 2607563

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин. Технический результат - повышение отдачи продуктивного пласта в целом и на участках горизонтального ствола скважины за счет оптимизации волнового воздействия. По способу размещают в обсадной колонне гидравлически связанные с устьем скважины через верхнее препятствие-отражатель колонны двух насосно-компрессорных труб - НКТ разной длины. Одна колонна из этих НКТ заканчивается на входе в горизонтальный участок скважины. Другая колонна НКТ заканчивается вблизи днища обсадной колонны. Это днище является выходным препятствием-отражателем, образующим с верхним препятствием объем, внутри которого находится столб жидкости рабочего агента. Создают однородное волновое поле на горизонтальном участке обсадной колонны в жидкости путем установки на концах НКТ в обсадной колонне генераторов колебаний. Увеличивают амплитуду колебаний. Осуществляют контроль колебаний с записью колебаний, поступающих по кабелю от скважинного шумомера к наземному регистрирующему блоку. Совпадение фаз колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны скважины обеспечивают после запуска скважины на рабочем режиме добычи углеводородов изменением первоначально выбранной частоты колебаний давления на выходе генераторов путем автоматического или ручного изменения расходов рабочего агента через генераторы при условии равенства расходов на установившихся режимах. Исходные длины НКТ, перед спуском их в скважину, подбирают расчетом по аналитическим выражениям при условии совпадения фаз колебаний и равенстве амплитуд колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны для выбранной частоты воздействия на пласт. 2 ил.

Цельный стык для изолированных проводников // 2610459

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов. Технический результат заключается в повышении надежности стыков изолированных проводников во время изготовления, сборки и/или их установки. Способ включает в себя соединение сердцевины нагревательного участка с сердцевиной в перекрывающей породе изолированного проводника. Диаметр сердцевины нагревательного участка меньше, чем диаметр сердцевины участка в перекрывающей породе. Первый изоляционный слой размещают на сердцевине нагревательного участка так, что, по меньшей мере, часть концевого участка сердцевины нагревательного участка остается открытой. Второй изоляционный слой размещают на сердцевине участка в перекрывающей породе так, что второй изоляционный слой проходит по открытому участку сердцевины нагревательного участка. Толщина второго изоляционного слоя меньше, чем толщина первого изоляционного слоя, а внешний диаметр участка в перекрывающей породе по существу равен внешнему диаметру нагревательного участка. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом // 2610473

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины. После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину. 2 пр.

Способ разработки нефтегазовых залежей // 2610485

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Способ и устройство двухкамерного струйного генератора гельмгольца для генерирования волн давления на забое скважины // 2610598

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. В способе генерирования волн давления на забое скважины устанавливают на нижнем конце насосно-компрессорной трубы (НКТ) струйный генератор Гельмгольца (СГГ), представляющий собой колебательную систему, возбуждаемую струёй протекающей через неё жидкости и состоящую из струйного генератора, расположенного внутри камеры объёмного резонатора. При этом генерируют струйным генератором первичные колебания давления определённой частоты в струе жидкости и возбуждают ими колебательную систему. Усиливают первичные колебания давления в камере объёмного резонатора, частоту собственных колебаний которого настраивают в резонанс с частотой генерации первичных колебаний давления. Создают волны давления на забое скважины. При этом устанавливают за камерой объёмного резонатора ещё одну камеру с отверстием и формируют, таким образом, колебательную систему, имеющую три частоты собственных колебаний, не соответствующих частотам собственных колебаний её отдельных элементов. Настраивают частоту генерации первичных колебаний давления на высшую частоту собственных колебаний колебательной системы. При этом возбуждают колебательную систему на всех остальных собственных частотах и генерируют колебания давления на низшей частоте собственных колебаний. Техническим результатом является повышение эффективности генерирования низкочастотных колебаний на забое скважины высоскоростной струей. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации // 2611097

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи. Способ включает начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, на котором применяют методы увеличения нефтеотдачи – МУН. По способу предусматривают определение критерия начала ввода МУН. Для этого строят графические зависимости отношений объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации - эталонный график, далее - к прогнозной величине накопленной добычи нефти, затем - к величине фактической накопленной добычи этой скважины. После этого совмещают полученные графики. Во время эксплуатации скважины устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного и фактического изменения отношений объема начальных извлекаемых запасов. Это расхождение графиков определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины. При этом основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения графиков эталонного и фактического изменения указанных отношений во времени. 1 ил.

Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов // 2612062

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов. Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов включает бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин. Выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД. Все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием. В горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход смеси при давлении закачки Pзак = (0,5-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. В качестве рабочего агента используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. Во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора. 3 пр.

Способ разработки нефтематеринских отложений // 2612063

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО2, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.