Установка для закачки жидкости в пласт



Установка для закачки жидкости в пласт
Установка для закачки жидкости в пласт

Владельцы патента RU 2608096:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы оборудования. Установка содержит устьевую арматуру, центробежный насос с электродвигателем, колонну насосно-компрессорных труб – НКТ. Колонна НКТ сообщена с выходом центробежного насоса. Имеется также пакер и трубка, которая сообщена с полостью колонны НКТ и выходом насоса. Устьевое устройство выполнено с заглушкой и предназначено для установки измерительных приборов и для доставки геофизического прибора в полость колонны НКТ. Кроме того, установка снабжена лифтовыми трубами. На них спущен в скважину центробежный насос с электродвигателем, соединенный выходом с лифтовыми трубами. Колонна НКТ соединена с устьевым устройством устьевой арматуры. Трубка выполнена с возможностью сообщения выхода насоса с колонной НКТ через лифтовые трубы и устьевое устройство с заглушкой, обеспечивающей возможность обработки призабойной зоны пласта через устьевое устройство и колонну НКТ. При потере герметичности пакера обеспечена возможность оборотной закачки жидкости из пласта в пласт через лифтовые трубы и колонну НКТ, а также обеспечена возможность обратного излива жидкости из пласта по колонне НКТ. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

Известна установка для закачки жидкости в пласт (см. учебное пособие Ю.В. Зейгмана «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 199-200), включающая шурф с погружным электроцентробежным насосом, сообщающимся водоводом с устьем нагнетательной скважины, предназначенным для закачки воды в продуктивный пласт нагнетательной скважины, с устьем и устьевой арматурой, обсадной колонной, запорно-регулирующей арматурой, колонной насосно-компрессорных труб.

Недостатками известной установки являются большие капитальные затраты, связанные с бурением шурфа, сложность регулирования режимов закачки воды в нагнетательную скважину центробежным насосом по причине удаленности шурфа и нагнетательной скважины. Отсутствие пакера приводит к повышенной нагрузке на стенки эксплуатационной колонны нагнетательной скважины по причине давления, создаваемого насосом.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемой является установка для закачки жидкости в пласт (патент РФ №58173, Е21В 43/20, опубл. в бюл. №31 от 10.11.2006), содержащая устьевую арматуру, центробежный насос с электродвигателем, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), соединенную с центробежным насосом посредством подвижного соединения, полый плунжер-цилиндр, обратный клапан, трубку, сообщающую полость колонны НКТ с датчиком давления, и пакер, отличающаяся тем, что она снабжена устройством для доставки геофизического прибора в полость колонны НКТ, имеющим геофизический кабель, один конец которого пропущен через трубку, сообщающую полость колонны НКТ с датчиком давления, и соединен с геофизическим прибором, а второй конец связан с устройством для перемещения геофизического кабеля, при этом обратный клапан смонтирован ниже подвижного соединения и его запорный орган выполнен в виде подпружиненной поворотной заслонки.

Недостатками данной установки являются также большие капитальные затраты, связанные с удорожанием установки при комплектации ее необходимым дополнительным оборудованием: устройством для доставки геофизического кабеля, подвижным соединением, обратным клапаном, якорем. Регламентное проведение обработок призабойных зон

- ОПЗ, например, соляной кислотой, закачка химреагентов, существенно сокращают срок службы центробежного насоса. Регламентное проведение очистки пласта обратным изливом из пласта возможно только после извлечения центробежного насоса из скважины. При эксплуатации центробежного насоса возникающие вибрация узлов насоса и пульсация колонны НКТ передаются на пакер, что приводит к потере герметичности пакера и, как следствие, к повышенной нагрузке на стенки эксплуатационной колонны из-за давления, создаваемого пластом. Определение объема закачки жидкости осуществляется расчетным способом; измерение давления, развиваемого насосом, осуществляется датчиком давления, находящимся в потоке жидкости, что создает дополнительные гидравлические сопротивления для работы центробежного насоса и снижает срок службы датчика давления. Высокая вероятность механического контакта при спуско-подъемных операциях в скважину геофизического кабеля, размещенного в трубке, с центробежным насосом и стенками эксплуатационной колонны, а также невозможность проведения всего комплекса геофизических исследований, например, для измерения пластового давления необходимо извлечь из скважины центробежный насос.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются стабилизация режимов закачек воды за счет постоянства потока нагнетаемой центробежным насосом жидкости, и, как следствие, оптимизация энергетических затрат на закачку воды в скважину; качественное измерение параметров центробежного насоса: объема закачки жидкости и давления, развиваемого центробежным насосом за счет размещения измерительных приборов на устье скважины; снижение капитальных затрат при проведении геофизических исследований, закачке химреагентов и ОПЗ скважин, связанных с отсутствием необходимости извлечения центробежного насоса из скважины; увеличение срока службы пакера за счет снижения вибрации узлов центробежного насоса при его эксплуатации и снижения пульсации колонны НКТ путем гашения вибрации и пульсации в лифтовых трубах, трубке и устьевом устройстве; уменьшение и стабилизация нагрузки на стенки кондуктора и эксплуатационной колонны при потере герметичности пакера за счет обеспечения оборотной закачки жидкости центробежным насосом; увеличение срока службы и межремонтного периода центробежного насоса и установки для закачки жидкости в целом.

Технические задачи решаются предлагаемой установкой для закачки жидкости в пласт, содержащей устьевую арматуру, центробежный насос с электродвигателем, колонну НКТ, сообщенную с выходом центробежного насоса, трубку, сообщенную с полостью колонны НКТ и выходом насоса, и пакер, устьевое устройство установки измерительных приборов, которое используется и для доставки геофизического прибора в полость колонны НКТ.

Новым является то, что установка снабжена лифтовыми трубами, на которых спущен в скважину центробежный насос с электродвигателем, соединенный выходом с лифтовыми трубами, колонна НКТ соединена с устьевым устройством устьевой арматуры, а трубка выполнена с возможностью сообщения выхода насоса с колонной НКТ через лифтовые трубы и устьевое устройство, которое снабжено заглушкой, обеспечивающей возможность обработки призабойной зоны пласта через устьевое устройство и колонну НКТ, при этом при потере герметичности пакера обеспечена возможность оборотной закачки жидкости из пласта в пласт через лифтовые трубы и колонну НКТ, а также обеспечена возможность обратного излива жидкости из пласта по колонне НКТ.

На чертеже представлена технологическая схема установки для закачки жидкости в пласт.

Установка для закачки жидкости в пласт содержит устьевую арматуру 1, центробежный насос 2 с электродвигателем 3, колонну НКТ 4, сообщенную с выходом (не показан) центробежного насоса 2, трубку 5, сообщенную с полостью 6 колонны НКТ 4 и выходом насоса 2, и пакер 7, устьевое устройство 8 установки измерительных приборов, которое используется и для доставки геофизического прибора в полость 6 колонны НКТ 4. Центробежный насос 2 с электродвигателем 3 соединен выходом с лифтовыми трубами 9, на которых спущен в скважину, колонна НКТ 4 соединена с устьевым устройством 8 устьевой арматуры 1, а трубка 5 выполнена с возможностью сообщения выхода насоса 2 с колонной НКТ 4 через лифтовые трубы 9 и устьевое устройство 8.

Подача жидкости осуществляется по водоводу (не показан) в пенал 10 насоса 2 через запорно-регулирующую арматуру 11 и патрубок 12. Скважина имеет следующую компоновку: кондуктор 13, эксплуатационная колонна 14 (на конструкцию скважины авторы не претендуют). При этом верхняя часть компоновки скважины состоит только из кондуктора 13 с укороченной эксплуатационной колонной 14, а герметичность зазора между кондуктором 13 и эксплуатационной колонной 14 осуществляется при помощи герметизирующего устройства 15. Данная компоновка позволяет разместить насос 2 с электродвигателем 3 без механического контакта с НКТ 4. Жидкость закачивается в пласт 16 через лифтовые трубы 9, трубку 5 и колонну НКТ 4 под пакер 7. Устьевое устройство 8 снабжено заглушкой 17.

Установка для закачки жидкости в пласт работает следующим образом. Подача жидкости осуществляется по водоводу (не показан) через запорно-регулирующую арматуру 11 и патрубок 12 через скважину в пенал 10 на вход (не показан) насоса 2. Далее жидкость насосом 2 по лифтовым трубам 9, трубке 5, устьевому устройству 8 колонне НКТ 4 закачивается в пласт 16.

Измерение параметров центробежного насоса 2 (например, объема закачки жидкости, давления, развиваемого центробежным насосом 2 и т.п.) осуществляется за счет размещения измерительных приборов (например, датчика расхода, датчика давления (на чертеже не показаны) и т.п.) на устьевой арматуре 1 (например, на трубке 5).

При потере герметичности пакера 7 отмечается незначительное повышение давления на входе в центробежный насос 2, на стенки кондуктора 13 и эксплуатационной колонны 14 и обеспечивается стабилизация нагрузки на стенки кондуктора 13 и эксплуатационной колонны 14 скважины за счет обеспечения оборотной закачки жидкости из пласта 16 через лифтовые трубы 9, трубку 5, устьевое устройство 8, далее в полость 6 колонны НКТ 4 в пласт 16 центробежным насосом 2.

Регламентное проведение ОПЗ, например, соляной кислотой, закачка химреагентов осуществляются путем подбивки специальной техники, например цементировочного агрегата, закачивающего соляную кислоту, химреагенты через открытую заглушку 17 устьевого устройства 8 и далее полость 6 колонны НКТ 4 в пласт 16 без извлечения центробежного насоса 2 из скважины.

Регламентное проведение очистки пласта 16 обратным изливом жидкости осуществляется по полости 6 колонны НКТ 4 при остановленном центробежном насосе 2 после закрытия запорно-регулирующей арматуры 11 и открытия заглушки 17 устьевого устройства 8 в емкость водовоза (не показан).

Пример конкретного выполнения.

В пласт 16 нагнетательной скважины с трубами 13 и 14 в соответствии с заданием по закачке жидкости центробежным насосом 2 типа УЭЦН 400-1500 за определенный период времени - сутки (24 часа) необходимо закачать 360 м3 технологической жидкости (ρ=1120 кг/м3), за год (350 дней) - 126000 м3; 15 дней отпускается на регламентное обслуживание центробежного насоса 2 и его станции управления (не показана).

В течение года произвели регламентную ОПЗ пласта 16 нагнетательной скважины соляной кислотой. Проведение ОПЗ нагнетательной скважины осуществляют путем подбивки специальной техники, например цементировочного агрегата типа ЦА-320, закачивающего соляную кислоту при открытии заглушки 17 устьевого устройства 8 и далее в полость 6 колонны НКТ 4 в пласт 16 без извлечения центробежного насоса 2 из скважины.

В течение года провели регламентную очистку пласта 16 нагнетательной скважины обратным изливом жидкости. Проведение излива жидкости нагнетательной скважины из пласта 16 осуществляют по полости 6 колонны НКТ 4 при остановленном центробежном насосе 2 после закрытия запорно-регулирующей арматуры 11 и открытии заглушки 17 устьевого устройства 8 в емкость водовоза (не показан).

В течение года провели регламентные геофизические исследования по измерению пластового давления пласта 16 нагнетательной скважины. Проведение измерения пластового давления пласта 16 нагнетательной скважины осуществляют путем подбивки специальной геофизической техники с глубинным манометром, например, типа АИС, который опускается на геофизическом кабеле (не показаны) через открытую заглушку 17 устьевого устройства 8 в полость 6 колонны НКТ 4 - без извлечения центробежного насоса 2 из скважины.

Для размещения центробежного насоса 2 с электродвигателем 3, например, большой производительности, как в нашем примере - УЭЦН 400-1500, во избежание механического контакта с НКТ 4, проведения всего комплекса геофизических исследований, закачки химреагентов и ОПЗ верхняя часть компоновки скважины выполнена только из кондуктора 13 (на глубину, определяемую длиной опускаемого центробежного насоса 2 с электродвигателем 3) с укороченной эксплуатационной колонной 14 (на конструкцию скважины авторы не претендуют). При этом герметичность зазора между кондуктором 13 и эксплуатационной колонной 14 осуществляется при помощи герметизирующего устройства 15.

В таблице представлены сравнительные показатели известной (наиболее близкого аналога) и предлагаемой установки для закачки жидкости в пласт.

Из таблицы видно, что предлагаемая установка для закачки воды в пласт экономически эффективнее, чем известная установка.

При дополнительных затратах 15 тыс.р. на три трубы по 10 м (одна труба - лифтовая, две трубы - для колонны НКТ) ежегодные затраты снижаются на 360 тыс.р. за счет снижения затрат при проведении геофизических исследований, ОПЗ и очистке пласта изливом. Обеспечивается увеличение срока службы пакера в 2 раза, насоса - в 1,5 раза за счет снижения вибрационных характеристик узлов центробежного насоса и пульсационных характеристик колонны НКТ. Обеспечивается стабилизация режимов закачек воды за счет постоянства потока нагнетаемой центробежным насосом жидкости, и, как следствие, снижение энергетических затрат на закачку воды - 230 тыс.р. При этом обеспечивается сохранение добычи нефти в целом по добывающим реагирующим скважинам и недопущение потерь нефти в объеме 290 тонн на сумму 2,6 млн.р.

Технико-экономическая эффективность предлагаемой установки для закачки воды в пласт достигается за счет оптимизации энергетических затрат на закачку воды в скважины; снижения капитальных затрат при проведении геофизических исследований, закачке химреагентов и ОПЗ скважин, связанных с отсутствием необходимости извлечения центробежного насоса из скважины; увеличения срока службы пакера за счет снижения вибрации узлов центробежного насоса при его эксплуатации и снижения пульсации колонны НКТ; уменьшения и стабилизации нагрузки на стенки кондуктора и эксплуатационной колонны при потере герметичности пакера за счет обеспечения оборотной закачки жидкости центробежным насосом; увеличения срока службы и межремонтного периода центробежного насоса и установки для закачки жидкости в целом.

Установка для закачки жидкости в пласт, содержащая устьевую арматуру, центробежный насос с электродвигателем, колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, сообщенную с выходом центробежного насоса, трубку, сообщенную с полостью колонны НКТ и выходом насоса, и пакер, устьевое устройство установки измерительных приборов, которое использовано и для доставки геофизического прибора в полость колонны НКТ, отличающаяся тем, что установка снабжена лифтовыми трубами, на которых спущен в скважину центробежный насос с электродвигателем, соединенный выходом с лифтовыми трубами, колонна НКТ соединена с устьевым устройством устьевой арматуры, а трубка выполнена с возможностью сообщения выхода насоса с колонной НКТ через лифтовые трубы и устьевое устройство, которое снабжено заглушкой, обеспечивающей возможность обработки призабойной зоны пласта через устьевое устройство и колонну НКТ, при этом при потере герметичности пакера обеспечена возможность оборотной закачки жидкости из пласта в пласт через лифтовые трубы и колонну НКТ, а также обеспечена возможность обратного излива жидкости из пласта по колонне НКТ.



 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на уменьшение остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к химии и нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов, и может быть использовано для солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет равномерности охвата пласта заводнением и снижения затрат на строительство скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента низкоминерализованной воды и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости нефтенасыщенных пропластков не менее 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей, перед закачкой ее предварительно обеззараживают и фильтруют. Закачку агента начинают вести в нагнетательные скважины с постепенным повышением расхода от нуля до (0,7-0,8)·Ргор, после чего расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость ежесуточного расхода задают по 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Забойное давление в ближайших добывающих скважинах поддерживают на одном уровне. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения импульсного нагнетания и закачки низкоминерализованной воды.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса. Операцию селективной изоляции производят одновременно с глушением скважины. Закачка ведется первоначально при открытой буферной задвижке и при циркуляции скважиной жидкости через НКТ в коллектор. По достижении гелеобразующим составом приема глубинного насоса буферная задвижка закрывается и закачка продолжается в пласт. После гелеобразующего состава в пласт закачивают солевой раствор с удельным весом, необходимым для глушения скважины. После достижения солевым раствором интервала перфорации и продавки необходимого буфера - солевого раствора в пласт буферная задвижка открывается и закачка солевого раствора в скважину продолжается при его циркуляции через НКТ до полного вытеснения в коллектор скважинной жидкости. Способ улучшает условия селективной изоляции, особенно в условиях сниженного пластового давления за счет предотвращения поглощения жидкости глушения в ходе подготовки к ремонту скважин. 5 з.п. ф-лы

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления. Ствол верхнего пакера соединен верхним торцом с прямоточной многоканальной муфтой, а нижним - с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен хвостовик, сопряженный торцом другого конца с одним из каналов прямоточной многоканальной муфты, образующий со стволом верхнего пакера коаксиальные каналы раздельного закачивания агента в пласты скважины. Корпус сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, для чего в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором. На входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, а на входах расходящихся каналов впускного коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами. Технический результат заключается в упрощении конструкции устройства и повышении надежности эксплуатации скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи. Нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Технический результат заключается в увеличении полноты выработки запасов. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин. При этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти. В качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины. Определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин. Затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. Технический результат заключается в обеспечении эффективной организации системы вытеснения нефти водой и системы поддержания пластового давления. 4 ил., 11 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ разработки многопластовой залежи нефти включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи. Добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Техническим результатом заявленного способа является обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит к более высокому КИН из всей залежи. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижения затрат на разработку за счет использования особого профиля скважины. По способу предусматривают разрабатывать участок нефтяного пласта методом вытеснения нефти водой с помощью одной скважины, укомплектованной двумя колоннами труб: обычной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонной гибких безмуфтовых колтюбинговых труб. Осуществляют бурение скважины L-образного профиля, для чего вертикальной скважиной вскрывают нефтяной пласт и нижележащий водоносный вертикально сверху вниз. Затем ствол скважины поворачивают на 90° и проходят ниже водоносного пласта в горной породе и вновь пересекают оба пласта во второй раз, но уже в направлении снизу вверх. Первую колонну труб в виде колтюбинговой колонны снабжают установкой электроцентробежного насоса. С помощью этой установки и благодаря двум пакерным устройствам отбирают воду из водоносного пласта и подают ее в продуктивный нефтяной горизонт. Вторую колонну труб - колонну НКТ - комплектуют глубинным насосом и спускают в скважину на необходимую глубину над пластом до первого пересечения скважины с пластом. Нефтяной пласт разрабатывают путем закачки воды из нижележащего водоносного пласта и отбора нефти с помощью второй насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении. По способу разбуривают залежь скважинами по одной из известных сеток. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин. В обводняющихся добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования. Строят графики индикаторных кривых, на которых определяют точку снижения обводненности как точку перегиба кривой обводненности. Определяют точку пересечения линии давления насыщения нефти газом с кривой обводненности. Принимают оптимальный режим работы добывающих скважин на естественном режиме истощения в зоне отбора ниже точки критического давления смыкания трещин и выше точки давления насыщения нефти газом. В системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи. 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-12-16 2017-01-30T09:05:52
Наверх