Способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности использования обводненных участков или врезов пласта для перекачки больших объемов жидкости, создания равномерного фронта вытеснения насосами малой производительности. Способ включает исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование колонной труб скважины с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты, и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт. Исследование пласта производят на определение обводнившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при их наличии в нефтеносной части пласта. Дополнительно проводят исследования на наличие нефтеносных участков или нефтеносных врезов, а также на установление разницы проницаемости пластов. В качестве нагнетательной скважины используют разветвленную скважину с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии. Расстояние между обводнившимся участком или обводнившимся врезом до нефтеносного участка или нефтеносного вреза допускают максимум 700 м. Пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления на этом участке. Объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления.

Известна установка для закачки жидкости в верхний пласт скважины из нижнего (патент RU №2436939, E21B 43/00, опубл. бюл. №35 от 20.12.2011), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.

Известна также установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (патент ПМ RU №62161, E21B 43/14, опубл. бюл. №09 от 27.03.2007), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.

Известна также установка для закачки жидкости в один пласт и добычи нефти из другого пласта скважины (патент ПМ RU №92693, E21B 47/10, опубл. бюл. №09 от 27.03.2010), которой осуществляют способ перекачки жидкости из одного горизонта в другой для поддержания пластового давления, включающий вскрытие верхнего и водоносного нижнего горизонтов скважины, разделение горизонтов пакером, регулируемую перекачку жидкости насосным оборудованием из нижнего горизонта в верхний.

Недостатками всех способов являются узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, а также использование только в вертикальных скважинах, вскрывающих несколько пластов, невозможность перекачки больших объемов жидкости из-за малой площади фильтрации.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ регулируемой закачки жидкости по пластам (патент RU №2495235, E21B 43/14, опубл. бюл. №28 от 10.10.2013), включающий спуск в скважину на колонне труб пакеров механического действия без или с разъединителем колонны, посадку пакеров и их опрессовку, закачку жидкости с устья в полость колонны труб, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, замер расхода жидкости по одному из пластов, определение расхода жидкости по другому пласту вычитанием ранее замеренного расхода из суммарного расхода, подъем извлекаемого регулирующего узла на поверхность, изменение его характеристик, повторную установку извлекаемого регулирующего узла и закачку через него жидкости в соответствующие пласты. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель, устанавливают нижний и верхний пакеры, проводят опрессовку, спускают глубинный расходомер и пробку выше посадочного места последней, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, замеряют общий расход жидкости, закачиваемой в нижний и верхний пласты, затем спускают пробку в посадочное место, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, вычитают расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, спускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, по окончании работ производят подъем установки.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в пределах одного пласта с различной освоенностью, а также использование только в вертикальных скважинах, вскрывающих несколько пластов, невозможность перекачки больших объемов жидкости из-за малой площади фильтрации, при этом большие затраты, связанные с доставкой воды на поверхность и закачкой с поверхности в пласт.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание экономичного способа регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт за счет отсутствия закачки с поверхности и использования обводненных участков или врезов пласта с возможностью перекачки больших объемов жидкости и создания равномерного фронта вытеснения благодаря большой площади фильтрации в горизонтальной нагнетательной скважине.

Техническая задача решается способом регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт, включающим исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование колонной труб скважины с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты, и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт.

Новым является то, что исследование пласта производят на определение обводившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при наличии в нефтеносной части пласта, вскрытие горизонтов производят благодаря строительству разветвленной скважины с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй - проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии, пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления в этом участке, причем объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования.

На фигуре представлен способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт.

Способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт осуществляется следующим способом.

По предлагаемому способу исследуют продуктивный пласт 1 на определение обводнившихся участков (на чертеже не показано) или водоносных врезов 2, а также уровня ВНК при наличии его в продуктивном пласте 1. Продуктивный пласт 1 также исследуют на наличие нефтеносных участков 3 (например, врезов, линз и т.п.). Далее по способу строят разветвленную нагнетательную скважину 4 с двумя горизонтальными участками 5 и 6, одним из которых 5 вскрывают обводнившийся участок или водоносный врез 2, а вторым 6 - интервал над подошвой нефтеносного участка 3 продуктивного пласта 1 или непосредственно над уровнем ВНК (на чертеже не показан) при его наличии. Строительство второго горизонтального участка 6 скважины 4 в нефтеносный врез 3 возможно при соблюдении максимального расстояния между обводнившимся участком или водоносным врезом 2 до нефтеносного вреза 4 в 700 м, из-за большого расстояния использование способа является не рентабельным.

Пакером 7 с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок скважины 4, который работает на обводнившийся участок или водоносный врез 2, откуда воду насосным оборудованием 8 перекачивают в скважину 4 выше гидродинамического уровня (на чертеже не показан) продуктивного пласта 1 для естественного перетока пластовой воды из обводнившегося участка или водоносного вреза 2 в интервал над подошвой нефтеносного участка продуктивного пласта 1 или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии или нефтеносный врез 3 для поддержания пластового давления и улучшения технологических показателей разработки. Объем перекачиваемой жидкости для поддержания давления в пласте 1 или нефтеносном врезе 3 регулируют производительностью насосного оборудования 8.

Пример конкретного исполнения

Разрабатывается залежь 1 нефти турнейских отложений. Геолого-физические характеристики пласта турнейских и бобриковских отложений приведены в таблице.

По геологическому профилю или 3D геологической модели определяют наличие водоносных 2 и нефтеносных 3 врезов, а также расстояние между ними, если врезы имеются. На конкретном объекте 1 существуют 5 бобриковских врезов, три из которых водоносные 2, и два нефтеносных вреза. При определении расстояний между врезами установлено, что расстояние между водоносным 2 и нефтеносным 3 врезами составляет 570 м, которое вполне позволяет применить предлагаемый способ. Из геолого-физических характеристик определяем разницу объектов по проницаемости, которая составляет 5,85-34,2 раза. Вследствие большой разницы по проницаемости в нефтеносном врезе при выработке из него пластовой продукции снизится пластовое давление из-за малой проницаемости в турнейском ярусе и его подпитки пластовой энергией. Строят разветвленную нагнетательную скважину 4 с двумя горизонтальными участками 5 и 6, одним 5 из которых вскрывают водоносный врез 2, а вторым 6 - нефтеносный врез 3. Далее по способу осуществляется перекачка пластовой воды для поддержания пластовой энергии нефтеносного вреза 3.

В бобриковский нефтеносный врез 3 бурят вертикальную скважину 9 или скважину с горизонтальным окончанием (на чертеже не показана) под добычу продукции.

Предлагаемый способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт позволяет экономно производить регулируемую закачку водоносной жидкости в продуктивный участок (или врез) пласта за счет отсутствия закачки с поверхности и использования обводненных участков или врезов пласта с возможностью перекачки больших объемов жидкости и создания равномерного фронта вытеснения благодаря большой площади фильтрации в горизонтальной нагнетательной скважине. Способ также позволяет использовать насосы малой производительности, что позволяет экономить электроэнергию при их работе, а также выиграть на их сравнительно низкой стоимости.

Способ регулируемой закачки жидкости в продуктивный пласт, включающий исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование скважины колонной труб с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт, отличающийся тем, что исследование пласта производят на определение обводнившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при наличии в нефтеносной части пласта, дополнительно проводят исследования на наличие нефтеносных участков или нефтеносных врезов, а также на установление разницы проницаемости пластов, в качестве нагнетательной скважины используют разветвленную скважину с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии, при этом расстояние между обводнившимся участком или обводнившимся врезом до нефтеносного участка или нефтеносного вреза допускают максимум 700 м, пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления в этом участке, причем объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

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.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения равномерной выработки двух или более пластов и сокращения затрат на бурение. По способу определяют не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе. Закачивают вытесняющую жидкость через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки. Горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта коллектора. Нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы. Площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорционально вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора. Обеспечивают выработку запасов нефти всех пластов-коллекторов одним насосным оборудованием разветвленной добывающей скважины. При установившемся режиме работы разветвленной добывающей и нагнетательной скважин ведут постоянный контроль за обводненностью добываемой нефти. При обводнении добываемой нефти 80-90% определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью по плотности нефти и отсекают его от основного ствола добывающей скважины. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин. Изначально определяют количество пластов в эрозионном врезе. Добывающую скважину бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе. Производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе. Отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации независимо от вреза и карбонатного коллектора. Закачку рабочего агента производят через нагнетательные скважины. Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой. Технический результат - повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин. Скважина для разработки нефтяного пласта состоит из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины. Скважина принята с h-образным профилем. Точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта. Расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта. Верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины. Нижняя часть упомянутой колонны находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта. Вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины. Насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования (КПО), по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами. Устройство включает корпус со штуцерной втулкой, спущенное на насосно-компрессорных трубах со сквозными отверстиями против щелевых штуцеров, расположенных по периметру и выполненных с переменным поперечным сечением по длине щели. В нижнем торце штуцерная втулка выполнена в виде разрезной упругой цанги, лепестки которой оканчиваются треугольными выступами, входящими в зацепление с треугольными проточками в нижней части корпуса. Между лепестками цанги на внешней стороне в нижней части штуцерной втулки расположены направляющие срезные винты, входящие в продольные направляющие пазы в нижней части корпуса. В верхней части штуцерная втулка выполнена с седлом для ударного массивного груза и с треугольной проточкой для зацепления втулки ловителем. В нижней части корпуса установлена втулка с треугольными направляющими выступами по периметру ее торца и фиксирующими винтами. Для замены штуцерной втулки с цангой предусмотрена сменная штуцерная втулка, выполненная в виде шлямбура с треугольными направляющими. Они обеспечивают вместе с ответными треугольными направляющими выступами втулки точную посадку сменной штуцерной втулки против сквозных окон в корпусе. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этап, на котором осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных указанным выше способом, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – обеспечение возможности совместной подготовки пластовых вод из залежей девона и карбона для поддержания давления в указанных залежах.. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Нефтяную залежь разрабатывают на основе площадной, обращенной семиточечной системы, которую преобразуют в систему с горизонтальными скважинами. Для этого определяют исходную сетку наклонно-направленных скважин. Далее по центру между двумя нагнетательными наклонно-направленными скважинами размещают горизонтальную с необходимой длиной ствола. На расстоянии в один шаг сетки заменяют наклонно-направленные добывающие скважины на горизонтальные с аналогичным азимутом ствола. Полученную сетку скважин характеризуют выдержанным расстоянием между скважинами, аналогичным исходной сетке. Полученный элемент разработки - ячейка из семи горизонтальных скважин. В рамках данной системы возможно менять конструкцию скважин с горизонтальной на многозабойную для уплотнения сетки и увеличения охвата залежи по площади и разрезу, а также менять направление горизонтальных участков. Их можно развернуть на необходимый угол для достижения целей разработки. Данная система является замкнутой и позволяет вводить в разработку скважины по ячейкам. 2 з.п. ф-лы,1 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения. Система для добычи и отделения нефти содержит: нефтеносный пласт; водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую ионную силу меньше чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн; солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше чем 10000 ч/млн; деэмульгатор, эффективный для разделения сырой нефти и воды; средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта; средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, и для отделения добытой нефти от добытой воды. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 12 ил., 1 пр.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры. Технический результат - организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, исключение возможности образования застойных зон в объеме всей залежи с одновременным уменьшением количества скважин и расстояния между участками закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, по длине полосообразного элемента ПЭ нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления. Причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента. Разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу. 1 ил.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями. Указанную композицию используют для получения композиции заводняющей жидкости для добычи нефти третичными методами, обладающей существенно улучшенной эффективностью вытеснения нефти и способностью смывать нефть по сравнению с известными композициями. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышения эффективности обработки для добычи нефти. 6 н. и 7 з.п. ф-лы, 71 пр., 37 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности использования обводненных участков или врезов пласта для перекачки больших объемов жидкости, создания равномерного фронта вытеснения насосами малой производительности. Способ включает исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование колонной труб скважины с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты, и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт. Исследование пласта производят на определение обводнившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при их наличии в нефтеносной части пласта. Дополнительно проводят исследования на наличие нефтеносных участков или нефтеносных врезов, а также на установление разницы проницаемости пластов. В качестве нагнетательной скважины используют разветвленную скважину с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии. Расстояние между обводнившимся участком или обводнившимся врезом до нефтеносного участка или нефтеносного вреза допускают максимум 700 м. Пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления на этом участке. Объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Наверх