Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами. Технический результат – повышение эффективности способа за счет обеспечения устойчивого режима работы скважин в условиях непостоянства поступающего газа. По способу определяют интегральный объем газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления. Определяют суммарный объем газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым. После этого полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам, которые получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов, или на основании регламентной документации. При этом осуществляют автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления (ППД) при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами.

Реализация водогазового воздействия (ВГВ) на пласт осуществляется путем одновременной закачки воды и газа в нагнетательные скважины.

В качестве газовой фазы для реализации ВГВ используется попутный нефтяной газ (ПНГ), выделяющийся при подготовке нефти данного месторождения либо группы близко расположенных месторождений с единым центром подготовки продукции. Объемы ПНГ, направляемые на закачку в пласт, формируются после отбора части газа на технологические и бытовые нужды (топливо для печей, котельных, энергетических установок) и сторонним потребителям. Исходный объем потока ПНГ, в свою очередь, формируется в зависимости от объемов добычи нефти, объемов добычи возвратного газа и термобарических условий сепарации нефти. В связи с этим поступающие в систему ППД объемы ПНГ постоянно изменяются во времени.

Применение централизованной схемы системы ППД подразумевает раздельный транспорт потоков воды и газа по разветвленной сети соответственно водоводов и газопроводов, от источников (насосная станция воды, компрессорная станция) до нагнетательных скважин. Смешение потоков воды и газа производится в струйном аппарате - смесителе, который устанавливается на устье каждой нагнетательной скважины. Управление смешением и закачкой водогазовой смеси (ВГС) в каждую нагнетательную скважину осуществляется регулирующими клапанами, установленными на трубопроводных линиях воды и газа перед устройствами смешения.

Известен способ ВГВ на пласт посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины (Гусев С.В. Методы регулирования ВГВ на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения, «Нефтяное хозяйство», 1990 г., №3, стр. 35-39).

Данный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Известна система для водогазового воздействия на пласт с утилизацией попутного нефтяного газа (RU 2315859, МПК Е21В 43/20, опубликовано 27.01.2008 г.), которая содержит силовой насос, дожимной многоступенчатый лопастной насос, дозировочный насос, а также линию подачи воды, линию подачи газа, линию закачки ВГС в нагнетательную скважину, причем на линии подачи газа установлен нагнетатель газа, а дожимной насос снабжен динамическим диспергатором ВГС, перед которым установлен смеситель воды и газа для формирования структуры смеси. Между входом в динамический диспергатор и выходом дожимного насоса установлена первая перепускная линия, которую соединяет с линией подачи воды вторая перепускная линия, а с линией подачи газа - третья перепускная линия, причем на первой, второй и третьей перепускных линиях установлены задвижки.

Изобретение обеспечивает повышение эффективности работы системы путем интенсивного диспергирования ГЖС, а также расширение функциональных возможностей системы путем обеспечения нестационарных режимов закачки ВГС в пласт. Однако данное изобретение не позволяет осуществлять автоматическое распределение потока ПНГ между нагнетательными скважинами

Известен способ управления системой ППД (RU 2186954, МПК Е21В 43/20, опубликовано 10.08.2002 г.), включающий распределение потоков по нагнетательным скважинам и согласование характеристик сети с характеристиками кустовой насосной станции, введение телеуправляемых запорных устройств на нагнетательных скважинах, введение программы сбора и обработки данных на диспетчерском пункте, поддержание пластового давления в циклическом режиме работы, подключение каждой скважины к напорной сети на время, необходимое для выполнения ею задания по закачке в течение заданного цикла без дросселирования потока, согласование характеристик сети и кустовой нагнетательной скважины путем распределения работы скважин в цикле.

Недостатком способа является отсутствие возможности организации комплексных маневренных воздействий на пласт, низкая управляемость системы и отсутствие возможности оптимизации ее режимов работы.

Известен способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания ВГС (RU 2542059, МПК Е21В 43/18, опубликовано 20.02.2015 г.), в котором перед нагнетанием ВГС в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в ВГС при пластовых условиях; на основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости пласта от газосодержания, устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в ВГС, поддерживая его на оптимальном уровне.

Данный способ позволяет рационально использовать закачиваемый газ, но он не позволяет поддерживать устойчивый режим работы системы ППД в связи с невозможностью автоматического перераспределения потока газа по нагнетательным скважинам.

Между тем, для обеспечения закачки всего потока газа и поддержания устойчивого режима работы системы ППД необходимо автоматически подстраивать режим работы нагнетательных скважин и распределять общий поток газа между ними. Необходимость автоматического перераспределения потока газа по нагнетательным скважинам возникает также при нарушении режима работы элементов системы (скважины, участка газопровода), аварийной остановке скважин, снижении приемистости ряда скважин. При этом необходимо учитывать следующие факторы:

- непосредственно количество нагнетательных скважин в системе;

- режим работы каждой нагнетательной скважины;

- параметры скважин, их приемистости.

Задачей изобретения является обеспечение распределения всего объема поступающего в систему ППД газа между нагнетательными скважинами с учетом конкретных параметров их работы.

Технический результат заключается в автоматическом обеспечении устойчивого режима работы нагнетательных скважин в условиях непостоянства поступающего объема ПНГ в систему ППД и изменения расходов закачки ВГС в нагнетательные скважины.

Задача решается и технический результат изобретения достигается способом автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт, включающим определение интегрального объема газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления, последующее определение суммарного объема газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым, после чего полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам согласно зависимости:

-

где - скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;

wi - весовой коэффициент i-й скважины;

∑G - суммарный распределяемый объем газа,

осуществляя при этом автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины путем передачи их на регулятор, установленный на данной скважине, с помощью которого формируют сигнал на регулирующий клапан для обеспечения необходимого содержания газа в водогазовой смеси, причем весовые коэффициенты получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов или на основании регламентной документации.

Технический результат изобретения достигается автоматической корректировкой целевых значений расхода газа в соответствии с интегральным уровнем закачки газа, который определяется значением расхода входного потока газа, поступающего в систему ППД, то есть объемами попутного нефтяного газа и работой компрессорной станции.

Сущность изобретения поясняется приведенной принципиальной схемой системы распределения газового потока между нагнетательными скважинами.

Система содержит: источник воды 1 в виде блочной кустовой насосной станции (БКНС), источник газа 2 в виде компрессорной станции (КС), датчик входного расхода воды QB 3, датчик входного расхода газа QГ 4, блок распределения объема газа 5, расходомеры на подводящих водоводах QB1…QBi 6, расходомеры на подводящих газопроводах QГ1…QГi 7, регуляторы воды 8, регулирующие клапаны по воде 9, регуляторы газа 10, регулирующие клапаны по газу 11, узлы смешения 12, нагнетательные скважины 13.

Процесс формирования ВГС и закачки в каждую нагнетательную скважину осуществляют в автоматическом режиме. Расход рабочих агентов в подводящих трубопроводах измеряют датчиками расхода воды 6 и газа 7. Управление расходами осуществляют посредством регулирующих клапанов 9 и 11 на каждом из трубопроводов с помощью регуляторов 8 и 10, поддерживающих целевые значения (уставки) соответственно расходам воды и газа GB и GГ. Контур управления, состоящий из расходомера, регулятора и управляющего клапана, образует локальную систему автоматического управления (САУ) по воде и по газу на каждой нагнетательной скважине.

С заданным временным периодом осуществляют сбор данных о режиме работы каждой нагнетательной скважины и объемах входного потока газа в систему ППД. Кроме того, в систему поступает информация по каждой скважине о допустимости автоматической корректировки ее режима работы. Данная информация передается в виде информационного флага. Нулевое значение флага участия в распределении (ƒlagi=0) означает, что на данной скважине необходимо оставить заданное значение газа неизменным, то есть исключить данную скважину из распределения. Если флаг участия скважины в распределении равен единице (ƒlagi=1), то расход газа на данной скважине можно изменять. Значение данного флага выставляется оператором, когда требуется задание постоянного расхода газа на скважине, либо может обновляться программно, если скважина работает по собственному алгоритму управления.

Способ распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам осуществляют следующим образом. На основе замеров значения расхода газа на входе в систему ППД определяют интегральный объем газа , который должен быть закачан в нагнетательные скважины. Затем определяют суммарный объем газа ∑G, подлежащий распределению, который равен разности интегрального уровня закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым (формула 1):

где ∑G - распределяемый объем газа;

- интегральный уровень закачки газа;

- целевое значение расхода газа на i-й скважине;

ƒlag - информационный флаг учета скважины в распределении.

Затем полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета равен единице, пропорционально весовым коэффициентам wi (формула 2):

где - скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;

wi - весовой коэффициент i-й скважины;

∑G - распределяемый объем газа.

Весовые коэффициенты wi могут быть получены в результате математического моделирования и промышленных экспериментов либо на основании технической или регламентной документации.

Новые целевые значения расхода газа передают на регуляторы 10, которые через регулирующие клапаны 11 обеспечивают передачу необходимого количества газа в узлы смешения 7 и далее на нагнетательные скважины 13.

Таким образом, предложенный способ распределения потока газа по нагнетательным скважинам решает проблему поддержания интегрального уровня закачки газа в случае широкомасштабного внедрения ВГВ при возникновении различных внешних факторов или изменении параметров работы системы ППД, таких как:

- повышение или понижение входного расхода газа с течением времени;

- изменение приемистости скважин по газу;

- перевод скважин на ручное задание уставки или обратный ввод скважин в перерасчет;

- остановка скважин или ввод скважин в систему.

Преимущество данного способа заключается также в том, что остается возможность выставления уставок по требуемым скважинам вручную, при этом интегральный расход газа все равно будет распределен по оставшимся скважинам.

Способ автоматического распределения суммарного потока газа по нагнетательным скважинам при водогазовом методе воздействия на пласт, включающий определение интегрального объема газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления, последующее определение суммарного объема газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым, после чего полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам согласно зависимости:

где - скорректированное целевое значение расхода газа на i-й нагнетательной скважине;

wi - весовой коэффициент i-й скважины;

ΣG - суммарный распределяемый объем газа,

осуществляя при этом автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины путем передачи их на регулятор, установленный на данной скважине, с помощью которого формируют сигнал на регулирующий клапан для обеспечения необходимого содержания газа в водогазовой смеси, причем весовые коэффициенты получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов или на основании регламентной документации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу интенсификации добычи нефти и стимуляции повышения нефтеотдачи пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к процессам формирования водогазовой смеси для закачки ее в нагнетательную скважину и может быть использовано для повышения производительности нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности. Технический результат – повышение эффективности добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения объединяет прямыми и обратными связями подводный добычный комплекс. Этот комплекс располагается на шельфовом месторождении газового конденсата. Газоперерабатывающий комплекс располагается на прибрежной части материковой платформы и включает блок приема добываемой газоконденсатной смеси, блок низкотемпературной сепарации газового конденсата, блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата и блок компрессорных станций, связанные между собой трубопроводами. При этом обеспечена возможность смешивания товарного газа с компримированными газами стабилизации и использования в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для включаемого в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности. По способу предусматривают закачку в пласт водной суспензии предварительно сшитого полимера – ПСП. Для этого подбирают марку ПСП и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта. На скважине готовят начальную суспензию ПСП путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы с исходным размером от 0,1 до 10 мм. После созревания в течение не более 120 минут полученную суспензию перемешивают в емкости с водой и закачивают в нагнетательную скважину в рабочей концентрации 0,1-0,5%. Суспензию частиц реагента во время закачки поддерживают во взвешенном состоянии. Одновременно с этим предотвращают фильтрацию частиц реагента в низкопроницаемую часть коллектора вследствие исходных размеров частиц реагента и их последующего набухания. Диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, допускают от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания. Концентрацию реагента регулируют в зависимости от давления закачки реагента. 5 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и, в частности, к добыче углеводородов в пластах с относительно низкой проницаемостью. Технический результат - повышение проницаемости пластов. Способ осуществляют в пластах с низкой проницаемостью. Начальная проницаемость пласта составляет менее 10 мД. Устанавливают пару электродов. Осуществляют подачу различных напряжений между парами электродов заданной частоты. При этом разность потенциалов составляет больше по меньшей мере 10000 В. Разность потенциалов между парами электродов обеспечивают импульсами продолжительностью менее 500 нс с образованием плазменных разрядов. Обеспечивают удаление породных масс между электродами для снижения напряжения в пласте по меньшей мере на 5% от начального напряжения в пласте. За счет электрической дуги обеспечивают удаление породы в локальной зоне с образованием каналов. 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины. Способ восстановления продуктивности горизонтальной скважины и воздействия на пласт включает следующие этапы. Сначала в горизонтальный ствол скважины опускают комплексное устройство, состоящее из наземного многофункционального пульта контроля и управления и присоединенного шланго-кабелем скважинного акустического излучателя радиального типа, блока геофизических приборов и электрогидравлического излучателя с плазменным разрядником, соединенных между собой геофизическими переходниками. До окончания горизонтального участка, посредством блока геофизики, производится привязка приборов. После этого снимают параметры скважины до начала обработки, акустически очищают поры пласта и фильтры участка горизонтальной скважины. Затем проводят плазменную обработку очищенного участка для вовлечения в работу застойных зон пласта источником. После снимают текущие параметры блоком геофизики и повторяют процессы до полного прохождения горизонтального участка скважины. Электрогидравлический излучатель выполнен модульной конструкцией и состоит из блока стабилизации, блока конденсаторов и плазменного разрядника. Блок стабилизации содержит повышающий-развязывающий трансформатор, который также осуществляет питание блока поджига плазмы в разрядном промежутке. Плазменный разрядник состоит из корпуса с внутренней полостью, верхней частью соединенный с соединительной втулкой, а нижней частью соединенный с опорной втулкой. В полости корпуса расположен цилиндр, закрепленный на средней части опорной втулки. Цилиндр содержит поршень со штоком и пружиной. В верхней части поршня закреплен механизм подачи проволоки, выполненный в виде рычага с опорной площадкой и кулисой с пружиной. На опорной площадке и кулисе со стороны, обращенной к проволоке, выполнены направленные насечки. К цилиндру прикреплены четыре стержня, являющиеся основанием для узла крепления катушки. В опорной втулке выполнены отверстия для расположения и крепления отрицательного и положительного электродов. При этом электроды выполнены изолированными с открытыми участками, обеспечивающими плазменный разряд. В отрицательном электроде выполнено осевое отверстие для прохождения проволоки. Снизу на опорной втулке посредством стоек закреплен направляющий конус. Достигаемый технический результат улучшает очистку призабойной зоны пласта, а также позволяет повысить дебит скважины. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство. Через отклонитель в контакт с горной породой производят проводку плановой протяженности радиального ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории. После проходки по пласту рабочих гибких НКТ с насадкой извлекают из пласта и проводят промывку скважины до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование отдельного окна для каждого бокового ствола проводят непосредственно перед проведением основной операции по проходке боковых стволов через отклонитель. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочих гибких НКТ узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. Для проводки радиальных стволов на последующих уровнях извлекают подающие и рабочие гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочие гибкие НКТ с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов повторяют. Обеспечивается повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов, возможность адресного воздействия на пласт, возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления и химическим разрушением, возможность проведения интенсификации с воздействием на пласт значительным перепадом давления или химическим разрушением, очистка ствола скважины при ее проводке. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока. Способ включает контроль и изменение длительностей периодов накопления и откачки нефти в соответствии с оптимальными параметрами. При наличии исправного датчика давления на приеме насоса задают критические величины давления, при которых происходит включение/выключение насоса. Фиксируют длительность полного периода откачки/накопления, соответствующего заданным критическим давлениям. Проводят мониторинг за работой скважины. Осуществляют периодический контроль за изменением длительности полного периода откачки/накопления и при изменении длительности полного периода откачки/накопления более чем на 5% от фиксированной величины осуществляют корректировку давления включения насоса по аналитическому выражению. При отсутствии или неисправности датчика давления на приеме насоса задают длительности периодов откачки и накопления и критическое число остановок из-за срыва подачи. Фиксируют остановки насоса, обусловленные срывом подачи из-за критического снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. При достижении заданного критического числа остановок из-за срыва подачи осуществляют корректировку длительности периода накопления по соответствующему аналитическому выражению. 4 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 17 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 5 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин. Технологический комплекс содержит спущенный на промывочных трубах в обсаженную скважину кавитационно-волновой генератор, устьевое герметизирующее оборудование с сальниковым уплотнением промывочных труб, спуско-подъемное устройство, насосный агрегат, емкость с рабочим агентом, нагнетательный трубопровод для обвязки емкости и насосного агрегата с промывочными трубами и выкидной трубопровод, связывающий затрубное пространство скважины с емкостью. При этом технологический комплекс снабжен станцией автоматического контроля и управления процессом стимуляции нефтеотдачи пластов, включающей ультразвуковой доплеровский расходомер, оснащенный выносным накладным датчиком, и два датчика давления, выходы которых через соответствующие входы микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов соединены с входом компьютера, выход которого соединен с входом цифрового табло, установленным на посту управления насосного агрегата. Причем датчик расходомера размещен на участке нагнетательного трубопровода, а датчики давления смонтированы в горловинах проходных тройников, один из которых с помощью быстроразъемных соединений введен в нагнетательный, а другой - в выкидной трубопровод. При этом емкость оснащена быстросъемным датчиком уровня рабочего агента, выход которого через дополнительный вход микропроцессорного блока сбора и обработки сигналов соединен с входом компьютера. Технический результат заключается в повышении эффективности обработки призабойной зоны пласта скважин. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами. Технический результат – повышение эффективности способа за счет обеспечения устойчивого режима работы скважин в условиях непостоянства поступающего газа. По способу определяют интегральный объем газа для закачки в нагнетательные скважины на основе замеров расхода газа на входе в систему поддержания пластового давления. Определяют суммарный объем газа, подлежащего распределению, по разности интегрального объема закачки и целевых значений расхода газа тех скважин, по которым флаг учета в распределении выставлен нулевым. После этого полученный суммарный объем газа распределяют между теми нагнетательными скважинами, по которым флаг учета в распределении равен единице, пропорционально их весовым коэффициентам, которые получают в результате математического моделирования и промышленных экспериментов, или на основании регламентной документации. При этом осуществляют автоматическую корректировку целевых значений расхода газа для каждой скважины. 1 ил.

Наверх