Способ динамической обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов. Павлов евгений геннадьевич нефть


способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений - патент РФ 2282759

Способ предназначен для эксплуатации многопластовых месторождений. Способ заключается в том, что в скважине устанавливают ЭЦН и закрепленный с помощью пакеров струйный насос, в корпусе которого установлено центральное сопло, отверстия для входа жидкости и радиальные каналы, при этом отверстия для входа жидкости струйного насоса перекрываются каждое запорными элементами, струйный насос устанавливают в интервале между верхним и нижним нефтяными пластами, пакеры располагают таким образом, чтобы верхний нефтяной пласт был расположен между ними, а нижний нефтяной пласт расположен ниже нижнего пакера, при этом, когда нижний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью, пластовая жидкость нижнего объекта разработки, являясь активной средой поступает в центральное сопло струйного насоса, вовлекает в движение пассивную жидкость из верхнего нефтяного пласта, а в случае когда верхний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью по сравнению с нижним пластом, жидкость верхнего пласта, являясь уже активной средой, через открытые радиальные каналы поступает в центральное сопло, а жидкость из нижнего пласта, являясь уже пассивной средой, с наружных сторон радиальных каналов эжектируется активной средой в струйный насос. Технический результат - интенсификация выработки пласта. 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2282759

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин, и может быть использовано при эксплуатации многопластовых месторождений нефти.

Известно, что одновременно раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной может сопровождаться их неодинаковой выработкой. Пласт с большим давлением и продуктивностью может значительно уменьшить дренирование жидкости из пласта с меньшим давлением. В частности, могут создаться условия полного прекращения притока жидкости из пласта с меньшим давлением из-за высокого динамического уровня жидкости в скважине, создаваемого пластом с большим давлением.

Для обеспечения независимости работы пластов и необходимой их выработки известны устройства для одновременно раздельной эксплуатации скважины [1, 2]. Они позволяют осуществлять откачку жидкостей двумя насосами по автономным транспортным каналам.

Недостатком устройств является сложность применяемого оборудования, необходимость бурения скважины большего диаметра, большая энергозатрата на привод двух насосов.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации с применением струйного насоса [3]. Струйный насос существенно увеличивает высоту подъема нефти, откачиваемой электроцентробежным насосом. Однако известный способ не позволяет осуществлять одновременно раздельную эксплуатацию двух пластов одним центробежным насосом.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является интенсификация выработки пласта с малым давлением и продуктивностью при добыче нефти из двух пластов одной скважиной.

Это достигается тем, что в способе работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений, заключающемся в том, что в скважине устанавливают ЭЦН и закрепленный в скважине с помощью пакеров струйный насос, в корпусе которого установлено центральное сопло и имеются отверстия для входа жидкости, перекрывающиеся каждое запорными элементами и радиальные каналы, струйный насос устанавливают в интервале между верхним и нижним нефтяными пластами, пакеры располагают таким образом, чтобы верхний нефтяной пласт был расположен между ними, а нижний нефтяной пласт расположен ниже нижнего пакера, при этом, когда нижний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью пластовая жидкость нижнего объекта разработки, являясь активной средой поступает в центральное сопло струйного насоса, вовлекая в движение пассивную жидкость из верхнего нефтяного пласта, а в случае когда верхний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью по сравнению с нижним пластом жидкость верхнего пласта, являясь уже активной средой, через открытые радиальные каналы поступает в центральное сопло, а жидкость из нижнего пласта, являясь уже пассивной средой, с наружных сторон радиальных каналов эжектируется активной средой в струйный насос.

На фиг.1 представлена схема скважинной струйной установки в момент, когда нижний пласт обладает большим давлением и продуктивностью. На фиг.2 представлена схема скважинной струйной установки, когда верхний пласт обладает большим давлением и продуктивностью.

Скважинная струйная установка включает скважину 1, погружной электроцентробежный насос 2 для откачки жидкости, корпус 3 струйного насоса, закрепленный в скважине с помощью пакеров 4 и 5, струйный насос 6 с центральным соплом 7, отверстия 8, 9, 10, 11, 12 для входа жидкости, перекрывающиеся каждое запорными элементами (показаны условно), радиальные каналы 13, 14. Верхний нефтяной пласт 15 расположен между пакерами 4 и 5, а нижний нефтяной пласт 16 расположен ниже нижнего пакера 5. Пакеры 4 и 5 позволяют разобщать пласты 15 и 16.

Способ работы скважинной струйной установки позволяет осуществлять одновременно раздельную эксплуатацию двух нефтяных пластов.

Способ работы скважинной струйной установки осуществляется следующим образом. На фиг.1 показан вариант, в котором нижний пласт 16 обладает большей пластовой энергией и продуктивностью. Пластовая жидкость нижнего объекта разработки является в этом случае активной средой и поэтому поступает в центральное сопло 7 через открытое отверстие 12 и, попадая в струйный насос 6, вовлекает в движение пассивную жидкость из верхнего пласта 15 через приемные отверстия 8 и 9. Отверстия 10 и 11 остаются при этом перекрытыми. Таким образом, приток жидкости из нижнего пласта 16 способствует дренированию верхнего пласта 15 за счет эжекции, создаваемой течением жидкости нижнего пласта.

На фиг.2 показана работа скважинной струйной установки, где напротив, верхний пласт 15 обладает большей энергией и продуктивностью в сравнении с нижним пластом 16. В этом случае активная среда верхнего пласта через открытые отверстия 10 и 11 и радиальные каналы 13 и 14 поступает в центральное сопло 7 устройства. Отверстия 8, 9 и 12 остаются при этом перекрытыми. Жидкость из нижнего пласта 16, являясь уже пассивной средой, с наружных сторон радиальных каналов 13 и 14 всасывается активной средой в струйный насос 6. Далее вся жидкость поступает на прием ЭЦН.

Таким образом, оба варианта позволяют за счет большего пластового давления и продуктивности одного из пластов дренировать жидкость из пласта с меньшим пластовым давлением и вводить залежи нефти в одновременно-раздельную разработку.

Список использованных источников:

1. В.В. Ледовская и др. Тема эффективности одновременно-раздельного способа эксплуатации скважин на промыслах Башкирии. Тр.БашНИПИнефть, в.31, 1972, с.366-373.

2. Э.М.Халимов. О взаимосвязи способа эксплуатации скважин с параметрами системы разработки нефтяного месторождения. Тр.БашНИПИнефть, В.37, 1974, с.59-65.

3. A.M.Юрчук. Исследование скважин при совместно-раздельной эксплуатации скважин. В кн.: Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1969. с.99-102.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений, заключающийся в том, что в скважине устанавливают ЭЦН и закрепленный с помощью пакеров струйный насос, в корпусе которого установлено центральное сопло, отверстия для входа жидкости и радиальные каналы, отличающийся тем, что отверстия для входа жидкости струйного насоса перекрываются каждое запорными элементами, струйный насос устанавливают в интервале между верхним и нижним нефтяными пластами, пакеры располагают таким образом, чтобы верхний нефтяной пласт был расположен между ними, а нижний нефтяной пласт расположен ниже нижнего пакера, при этом, когда нижний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью, пластовая жидкость нижнего объекта разработки, являясь активной средой, поступает в центральное сопло струйного насоса, вовлекает в движение пассивную жидкость из верхнего нефтяного пласта, а в случае когда верхний пласт обладает большим пластовым давлением и продуктивностью по сравнению с нижним пластом, жидкость верхнего пласта, являясь уже активной средой, через открытые радиальные каналы поступает в центральное сопло, а жидкость из нижнего пласта, являясь уже пассивной средой, с наружных сторон радиальных каналов эжектируется активной средой в струйный насос.

www.freepatent.ru

Выпусники

Ананенков Александр Георгиевич

 

Заместитель председателя Правления ОАО "Газпром", член совета директоров ОАО "Газпром", главный редактор журнала "Газовая промышленность". Действительный член Международной академии наук и искусств, действительный член Академии технологических наук Российской Федерации, действительный член инженерной академии.

Награжден Орденом Дружбы, медалями "За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса западной Сибири", "За трудовую доблесть".  Почетный работник газовой промышленности, почетный работник нефтегазового комплекса, Ветеран труда газовой промышленности, лауреат золотого знака "Горняк России", лауреат премии "Газпром".

Учился в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института (УНИ) с 1969 по 1971 г., окончил УНИ в 1974 году.

Алиев Фикрет Алджан-Оглы

 

Представитель президента ОАО "ЛУКОЙЛ" в Азербайджане. Генеральный директор АОЗТ "ЛУКОЙЛ-Азербайджан".

Награжден  медалями "За трудовую доблесть", "За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири". Присвоено высокое звание "Заслуженный работник Минтопэнерго"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1992 по 1997 г.

Астафьев Евгений Иванович

 

Вице-президент ОАО "АК "Транснефть".

Награжден медалью Ордена "За заслуги перед Отечеством". Удостоен звания "Заслуженный работник Минтопэнерго", "Почетный регулятор естественных монополий". Избирался депутатом Когалымского городского совета. Кандидат экономических наук.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1972 по 1977 г.

 

 

Багаутдинов Рашид Ишбулдович

 

Генеральный директор ООО "Уфимская строительная компания".

Кандидат технических наук. Депутат Совета городского округа г.Уфа

Учился в Уфимском нефтяном институте с 1978 по 1983, окончил филиал УГНТУ в г.Октябрьский в 1984 г.

 

 

Багаутдинов Наиль Явдатович

 

С апреля 2006 года - вице-президент ООО Компания "Транс-Интер".

Кандидат технических наук. Заслуженный нефтяник Республики Башкортостан, награжден Почетной Грамотой Республики Башкортостан.

Учился в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института (УНИ) с 1985 по 1989 г.

 

Барков Анатолий Александрович

 

Вице-президент ОАО нефтяной компании "ЛУКОЙЛ" - начальник.

Заслуженный работник нефтяной и газовой промышленности РФ. Награжден орденом и десятью медалями. Присвоены почетные звания "Заслуженный работник Минтопэнерго", "Заслуженный работник Компании".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1987 по 1992 г.

 

 

Беляев Александр Иванович

 

Директор ОАО "Башинформсвязь" в г.Октябрьский

Награжден Дипломом лауреата за развитие и совершенствование системы связи.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1971 по 1976 г.

 

Валеев Дамир Наилович

Член Совета директоров - Генеральный директор ООО "Газпром бурение" Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1992 по 1997 год. 

Валиев Назим Нурлыгареевич

 

Генеральный директор  ООО «Крокус-строй» г. Нягань Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменской области)

Учился в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института (УНИ) с 1979 по 1984 г.

 

 

 

Волочков Николай Семенович

 

Начальник ООО "НГДУ Башсибнефть".

Награжден званием "Почетный нефтяник РФ", "Заслуженный нефтяник РБ". Присуждена ученая степень кандидата технических наук.Избирался депутатом городского Совета г.Белебея.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1973 по 1978 г.

 

Габдрахманов Нурфаяз Хабибрахманович

 

Директор ООО "НГДУ "Туймазанефть"

Награжден званием "Заслуженный нефтяник РБ", "Заслуженный работник Минтопэнерго"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1972 по 1978 г.

 

Гаврилов Юрий Генрихович

 

Директор ОАО "Газ-Сервис"

Директор ООО "НГДУ "Туймазанефть"

Депутат Октябрьского городского Совета

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1976 по 1982 г.

 

 

Гайсин Ринат Мугалимович

 

Директор ОАО "Октябрьские электрические сети".

Директор МУП "Октябрьские электрические сети".

Награжден Почетными грамотами ГУП" Башкоммунэнерго", Министерства жилищно-коммунального хозяйства РБ,почетной грамотой Республики Башкортостан.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1976 по 1982 г.

 

Галимуллин Минниварис Лутфуллинович

 

Директор ОЗНПО.

Награжден званием "Почетный работник топливного- энергетического комплекса", Кандидат технических наук.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1970-1976 г.

 

Гарипов Наиль Нургалиевич

 

Генеральный директор ЗАО "Томская Нефть".

Награжден юбилейными медалями Ханты- Мансийского автономного округа.

Учился в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института (УНИ) с 1979 по 1985 г.

 

Гауф Владимир Андреевич

 

Директор КРС ОАО "Сургутнефтегаз"

Присвоены звания "почетный нефтяник Минтопэнерго", "Почетный работник топливно-энергетического комплекса Министерства энергетики РФ", "Ветеран труда ОАО "Сургутнефтегаз".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1970-1975 г.

 

 

 

 

Гилаев Гани Гайсинович

 

Директор Департамента нефтегазодобычи ОАО "НК "Роснефть"

Награжден медалью Ордена "За заслуги перед Отечеством второй степени"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1984 по 1990 г.

 

Гумеров Салават Мавлетзянович

 

Директор Центргаз ОАО "Газсервис" г. Уфа

Награжден Почетными грамотами Минэнергетики РФ, Министерства жилищно-коммунального хозяйства РБ.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1972 по 1978 г.

 

 

Густов Борис Михайлович

 

Награжден орденами Трудового Красного Знамени, Дружбы народов медалями.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с  1959 по 1963 г.

 

 

Давлетов Ильгиз Ясавиевич

 

Управляющий ОАО «Татнефтеотдача», г. Альметьевск

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1996 по 2001 г.

 

Даутов Ринат Рафкатович

 

Генеральный директор "Лукоил"

Награжден Почетными грамотами "Минтопэнерго РФ"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1993-1996 г.

 

 

Долинин Федор Иванович

 

Главный инженер НГДУ "Прикамнефть".

Присвоены высокие звания "Отличник нефтяной промышленности", "Почетный нефтяник Минтопэнерго", "Заслуженный нефтяник Республики Татарстан"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1968 по 1973 г.

 

 

Инюшин Николай Владимирович

 

Генеральный директор ОАО "Лукоил-Западная Сибирь"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1994 по 1997 г.

 

 

Ионов Василий Иванович

 

Награжден орденами Трудового Красного Знамени, "Знак почета",двенадцатью медалями ВДНХ, многочисленными почетными грамотами разных уровней.Лауреат им. Губкина. Присвоены высокие звания "Отличник нефтяной промышленности", "Почетный нефтяник СССР", "Заслуженный нефтяник БАССР", "Почетный гражданин города".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с  1956-1962 г.

 

Ионов Михаил Васильевич

 

Заместитель генерального директора ОАО "РИТЭК"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1979 по 1985 г.

 

 

 

Калентьев Николай Леонидович

 

Заведующий контрольным отделом Администрации Президента Республики Башкортостан

Награжден многими Почетными грамотами.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1970 по 1975 г.

 

 

 

Кесслер Юрий Александрович

Первый заместитель генерального директора, главный инженер ООО "Калининградморнефть".

Награжден многими Почетными грамотами. Присвоено  звание "Почетный нефтяник".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1980 по 1985 г.

 

 

Клец Сергей Николаевич

 

Начальник Туймазинского железобетонного завода.

Присвоено  звание "Заслуженный машиностроитель Республики Башкортостан"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1978 по 1983 г.

 

 

 

Кузнецов Владислав Петрович

 

Заместитель генерального директора по организационным вопросам "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1978 по 1983 г.

 

Латыпов Тагир Мансурович

 

Генеральный директор "Саратовнефтегаз".

Присвоено звание "Почетный нефтяник"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1974 по 1976 г.

 

Миннахмедов Артур Мунавирович

 

Директор ТПП «ЛУКОЙЛ – Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ – Коми». Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1997 по 2002 г.

 

 

Миниахметов Мунавир Ахатович

 

Заместитель генерального директора по креплению скважин ООО "Лукоил-Бурение".

Награжден медаль. "За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири". Присвоено звание почетный нефтяник Минтопэнерго".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1967 по 1971 г.

 

 

Мухаметшин Фарид Хайруллович

 

Российский государственный и политический деятель. Доктор политических наук, академик Академии технологических наук Российской Федерации. Автор ряда монографий и многочисленных публикаций по проблемам федеративного устройства, межнациональных отношений, политики и экономики переходного периода.

Награжден Орденом Дружбы. Почетными грамотами Правительства Российской Федерации.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1973 по 1979 г.

 

Новицкий Владислав Николаевич

 

Депутат Государственного собрания-Курултая Республики Башкортостан.

Присвоено почетное звание "Заслуженный транспортник РБ"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1978 по 1984 г.

 

Нугайбеков Ардинат Галиевич

 

Директор НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1984 по 1986 г.

 

 

Оружев Анатолий Рамазанович

 

Президент Консорциума Liquid Petroleum Products (ЛРР)

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1978 по 1983 г.

 

 

 

Павлов Евгений Геннадьевич

 

Заместитель генерального директора ОАО "Лукоил"

Учился в Октябрьском филиале Уфимского нефтяного института (УНИ) с 1978 по 1984 г.

 

Пальцев Владимир Александрович

 

Вице-президент-начальник главного управления ОАО "Томскнефть" ВНК ЗАО "ЮКОС-РМ"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1973 по 1978 г.

 

 

 

 

Разгоняев Николай Федорович

 

Награжден орденом "Знака и почета", многочисленными Почетными грамотами. Присвоены звания "Заслуженный нефтяник РБ", "Заслуженный нефтяник РФ".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1961 по 1967 г.

 

 

 

 

Садыков Тимергазиз Габидуллович

 

Руководитель Инспекции Федеральной налоговой службы.

Присуждена ученая степень кандидата экономических наук. Награжден Почетной грамотой Министерства России по налогам и сборам.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1972 по 1978 г.

 

 

Сафин Ралиф Рафилович

 

Вице-президент "ЛУКОЙЛ"

Награжден медалями "За трудовую доблесть","За освоение и развитие нефтегазодобывающего комплекса Западной Сибири","Орденом Трудовой Славы".Присвоены почетные звания " Присвоены звания "Заслуженный нефтяник РБ", "Заслуженный нефтяник РФ".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1983 по 1988 г.

 

Соколова Вера Николаевна

 

Награждена орденом "Знак почета",медалью "За трудовое отличие",многими Почетными грамотами. Присвоено звание "Заслуженный работник культуры РБ".

Училась в Октябрьском филиале УГНТУ с 1963 по 1969 г.

 

 

Тарасюк Василий Михайлович

 

Депутат Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации,заместитель председателя комитета по природным ресурсам и природопользованию.

Награжден медалями Ордена "За заслуги перед Отечеством второй степени.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1988 по 1991 г.

 

Третьяков Олег Владимирович

 

Представитель Президента ПАО "ЛУКОЙЛ" в Пермском крае, Генеральный директорООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ"

Награжден Почетной грамотой Министерства энергетики РФ. Присвоено звание почетный нефтяник.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1991 по 1997 г.

 

Усманов Камиль Инсафович

 

Директор "Вестор Оверсиз Холдинг"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1986 по 1992 г.

 

 

 

Фролов Александр Иванович

 

Генеральный директор Опытно-экспериментального НГДУ "Татнефтебитум" ОАО "Татнефть".

Награжден почетными грамотами Миннефтепрома СССР, Республики Татарстан,ОАО "Татнефть". Присвоены звания "Почетный нефтяник ОАО "Татнефть", "Заслуженный нефтяник Республики Татарстан", Лауреат государственной премии РТ, Лауреат фирменной премии ОАО "Татнефть".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1988 по 1990 г.

 

Хайрутдинов Фавис Ямгутдинович

 

Директор ООО "Уралнефтегазпромсервис.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1969 по 1975 г.

 

 

Халилов Фарит Габдуллинович

 

Генеральный директор ОАО "АК "ОЗНА".

Награжден Орденом Салавата Юлаева.медалями "За честь и доблесть","За воинскую доблесть"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1970 по 1976 г.

 

Хомяков Александр Семенович

 

Вице-президент компании "Евразия"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1970 по 1975 г.

 

 

Шагалеев Рауф Раисович

 

Генеральный директор ОАО "Булгарнефть".

Присвоено звание "Заслуженный нефтяник  Республики Татарстан, присуждена ученая степень "Кандидат экономических наук"

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1974 по 1979 г.

 

Шамсеев Ильнур Мухтарович

 

Генеральный директор ООО «ПетроТул».

Награжден Почетной грамотой Министерства промышленности Республики Башкортостан.

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1993 по 1998 г

 

Шамсуаров Азат Ангамович

 

Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ», гендиректор ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь".

Учился в Октябрьском филиале УГНТУ с 1981 по 1986

 

www.of.ugntu.ru

Диссертация на тему «Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь"» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.:, Кедра, 1985. 308 с.

2. Muskat М. Physical Principals of Oil Production, 1949, McGraw-Hill, New York.

3. Сафонов E.H., Алмаев P.X. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкирии. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997,-247с.

4. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, Анализ и проектирование. Самара: Российское представительство Акционерной компании "Ойл Техноложи Оверсиз Продакшн Лимитед", 2000, 336 с.

5. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов.- Оренбург: Оренбургское книжноеиздательство, 1999,-224 с. »

6. Газизов АЛЛ., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.:, Недра, 1999,-285 с.

7. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р. Разработка нефтяных месторождений. М., Всероссийский научно-исследовательский институт организации упраления и экономики нефтегазовой промышленности, 1994, 262 с.

8. Леченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами.-М.: ООО "Недра Бизнесцентр", 1998, -394 с. »

9. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989.-213 с.

10. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение.- М.: Недра, 1989.-160с.

11. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование механизма нефтеотдачи. М: ООО "Недра - Бизнесцентр" 2002. - 317 с.

12. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири Уфа: "Белая река" 2001г. -287 с.

13. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.В., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана -Уфа: "Китап" 1994. 180 с.

14. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных месторождений Татарии Казань: "Татарское книжное издательство" 1989 г.- 136 с.

15. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов Углеводородногосырья. /Монография -М.: КУбК-а, 1997. -352 с.

16. Чарный И.А. Подземная гидродинамика.- М.: Гостоптехиздат. 1963396с.

17. Первердян A.M. О движении подошвенной воды в слабо наклонных пластах // Прикладная математика и механика.Т. 16.-Вып.2, 1952-С.32-41.

18. Аширов К.Б. Причины негоризонтальности водонефтяных контактов // Геология нефти и газа. 1961.-№12, - С. 23-29.

19. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов. //Тр./ВНИИ.-1968.- Вып.54.-С. 147155.

20. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология.-М.:Недра ,1970. залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, Ф.Г. Гурари // Тр./М.: Недра.-1972.-Вып. 131.

21. Комаров В. JI. Особенности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа / М.М. Сатаров, В.Л. Комаров, Д.М. Алиев и др. Уфа: Т./УФНИИ,-1969.-Вып.27.-С.117-134.I

22. Малояпославцев A.A., Голубев Ю.В. Оценка средних значений нефтенасыщенности терригенных пластов //РНТС. "Нефтегазовая геология и геофизика".-М.: ВНИИОЭНГ.-1981.-Вып. 1.- С. 9-21.

23. Малоярославцев A.A.,Бобров Л.Д. Методик Малояпославцев A.A., а расчета средних значений пористости терригенных пластов // РНТС Нефтегазовая геология и геофизика".-".-М.: ВНИИОЭНГ.-1981.-Вып. 1.- С. 22- 24.

24. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения). Нефтяное хозяйство.-1974.5.-С.32-36.

25. Орлинский Б.М. Временное методическое руководство по изучению строения и анализу разработки ВНЗ. Бугульма: Татнипинефть.-1971.-46с.

26. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. — М. Гостоптехиздат, 1959.-213 С.

27. Абызбаев И.И. Научно-методические основы разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Диссертация на соискание ученой степени доктора техничеких наук. Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа -1988 г.

28. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. — М.: Недра, 1988.-303 с.

29. Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района /И.И. Нестеров, Р.М.Бембель., М.М. Биншток и др.//Тр./ЗапСибНИГНИ. -1974. -Вып.83. -246 с.

30. За нефтяных кономерности размещения И условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, Ф.Г. Гурари // Тр.//М.: Недра.-1972.-Вып.131.

31. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 680 с.

32. Колгина Л.П., Чернова Н.А. Породы-коллекторы нижнего неокома месторождений нефти Среднего Приобья.-М.: Наука, 1977. 94 с.

33. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

34. Крамбейн У., Кауфмин М., Мак-Кемон Р. Модели геологических процессов.-: Мир 1973 - 150 с.

35. ИберлаК., Факторный анализ.-М: Статистика, 1980-398 с.

36. Статистический метод подбора технологий увеличения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях. /Назмиев И.М., Павлов Е.Г., Абызбаев И.И. // Тр. /Башнипинефть 2003.-Вып. 113.

37. Круглов В.В., Борисов В.В., Харитонов Е.В. Нейронные сети: конфигурации, обучение, применение. Смоленск: Изд-во Моск. энерг. Инта, фил-л в г.Смоленске, 1998.

38. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.-М: Гостоптехиздат, 1962.-430с.

39. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений.- М., Недра, 1965,-981 с.

40. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте.- М: Гостоптехиздат, 1961,570с.

41. Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов. /М.Ф.Мирчинк, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Желтов и др. М.: Недра, 1975.-232с.

42. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1968 - 297 с.

43. Сорокин В.А., Пути лов М.Ф., Вахитов Г.Г., Сургучев M.JL, Жданов С.А., Кащавцев В.Е., Малютина Г.С. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов.- М: ВНИИОЭНГ. 1983.-92 с. (Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело).

44. Байков У.М. Увеличение нефтеотдачи путем вытеснения нефти пластовой и сточными водами // Тр. / Башнипинефть.-Вып. 31.- 1972.-С.153-158.

45. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999,-464с.

46. Круглов В.В., Борисов В.В., Искусственные нейронные сети. Теория и практика. Москва: "Горячая линия Телеком", 2002, -382 с.

47. Самоорганизующие карты. Математический аппарат. Лаборатория Basegroup. HTTP // WWW.BASEGROUP.RU /neural/com.html.

www.dissercat.com

Вице-президент ЛУКОЙЛа возглавил Совет директоров РИТЭКа

Вице-президент ЛУКОЙЛа возглавил Совет директоров РИТЭКа

Председателем Совета директоров ОАО "РИТЭК" избран вице-президент ОАО "ЛУКОЙЛ" Джеван Челоянц. В состав совета директоров в новом составе вошло 13 человек.

Председателем Совета директоров ОАО "РИТЭК" стал вице-президент ОАО "ЛУКОЙЛ" Джеван Челоянц. Его избрали на первом заседании совета директоров компании, который был учрежден в новом составе собранием акционеров. В совет директоров вошли 13 человек:

1.Афенкина Светлана Михайловна, Заместитель начальника Департамента фондовых операций ОАО «ЛУКОЙЛ»2. Булатов Александр Марсельевич, Генеральный директор ЗАО «Энергостандарт»3. Вятчинин Михаил Геннадьевич, Заместитель начальника Главного управления по обеспечению добычи нефти и газа ОАО «ЛУКОЙЛ»4. Гоглев Сергей Федорович, Начальник Управления правовой защиты Главного управления правового обеспечения ОАО «ЛУКОЙЛ»5. Грайфер Валерий Исаакович, Генеральный директор ОАО «РИТЭК»6. Зенкин Сергей Владимирович, Заместитель начальника Главного управления казначейства и корпоративного финансирования ОАО «ЛУКОЙЛ»7.Инюшин Николай Владимирович, Генеральный директор ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»8. Ионов Михаил Васильевич, Первый заместитель генерального директора ОАО «РИТЭК» — главный инженер9.Мазалов Иван Николаевич, Директор Московского представительства «Просперити Кэпитал Менеджмент Лтд»10. Макаров Алексей АлександровичДиректор института энергетических исследований Академии Наук Российской Федерации11. Павлов Евгений Геннадьевич, Первый заместитель генерального директора — главного инженера ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»12. Челоянц Джеван Крикорович, Вице-президент ОАО «ЛУКОЙЛ»13. Шмаль Генадий Иосифович,Президент Союза нефтегазопромышленников России, Председатель Совета директоров РАО «Роснефтегазстрой

Напомним, также что годовое общее собрание акционеров ОАО "РИТЭК", которое прошло ранее сегодня в Москве, состоялось под председательством Президента Союза нефтепромышленников России Генадия Шмаля. Как отметил на общем годовом собрании акционеров глава ОАО "РИТЭК" Валерий Грайфер, "Основной задачей для Компании в 2005 г. являлось обеспечение сохранения положительной динамики ключевых производственных и финансово-экономических показателей разработки собственных месторождений в условиях реструктуризации деятельности".  Как резюмировал Грайфер, "позитивные итоги 2005 г. свидетельствуют о выполнении компанией основных задач и закладывают основу для дальнейшего роста эффективности и надежности ее управления".

Справка

ОАО "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") зарегистрирована в 1992 году. Это нефтедобывающее предприятие, специализирующееся на широкомасштабном применении инновационных технологий и оборудования. Основные направления деятельности компании: разработка новых нефтяных месторождений в Западной Сибири и Республике Татарстан, добыча нефти с использованием инновационных технологий повышения нефтеотдачи, комплексных методов эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов. Также компания занимается разработкой, производством и внедрением технологий, современной нефтепромысловой техники и оборудования.

В ОАО "РИТЭК" применяются более 60 собственных и привлеченных инновационных технологий и систем разработки. За счет их применения Компанией ежегодно добывается более 40% от общего объема добычи нефти. ОАО "РИТЭК" входит в структуру добывающих предприятий вертикально-интегрированной нефтяной компании ЛУКОЙЛ и относится к группе средних российских нефтедобывающих компаний.

www.vsluh.ru

Павлов, Евгений Геннадьевич - Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь" : автореферат дис. ... кандидата технических наук : 25.00.17

Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Способ динамической обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке высотемпературных низкопроницаемых коллекторов, в том числе алевролитоглинистых и песчаноглинистых коллекторов юрских отложений. Обеспечивает повышение производительности нефтедобывающих и нагнетательных скважин, предупреждение процессов вторичного осадко- и гелеобразования продуктов реакции при более интенсивном процессе реакции кислоты с породой пласта и более полном удалении отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия. В способе путем последовательной закачки в пласт кислотного состава и буферных жидкостей и вызова притока без выдержки скважины на реакции обработку производят в два и более циклов закачки и извлечения реагентов, увеличивая каждый раз радиус обработки на 40-70 см. Закачку кислотных составов и буферных жидкостей осуществляют каждый раз в гидроимпульсном режиме с амплитудой гидроударов на пласт 2,0-10,0 МПа, а вызов притока - в режиме циклической депрессии, обеспечивающей максимальную продуктивность пласта после каждого цикла обработки. Воздействие на пласт осуществляется за одну спускоподъемную операцию оборудования и инструмента. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области повышения производительности нефтедобывающих и нагнетательных скважин, вскрывших высотемпературные низкопроницаемые коллекторы, в том числе алевролитоглинистые и песчаноглинистые коллекторы юрских отложений.

Известен способ обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта низкопроницаемых коллекторов путем последовательной закачки в пласт воды, кислотного состава и буферных жидкостей на основе водных растворов поверхностно-активных веществ, выдержки на реагирование, закачки щелочного состава и повторной выдержки на реагирование (патент РФ №2106484, 10.03.1998). Недостатками способа являются сложность и высокая продолжительность его осуществления, а также низкая эффективность воздействия при пластовых температурах более 85-90°С на высокоглинистые низкопроницаемые коллектора. При выдержке указанных коллекторов на реакции с кислотой при отмеченных температурах происходит интенсивный процесс вторичного осадкообразования, причем объем вторичных осадков может кратно превышать объем растворенной кислотой породы. В результате обработка пласта приводит к снижению его проницаемости, то есть к снижению продуктивности скважины.

Известен способ ОПЗ высокотемпературных низкопроницаемых алевролитоглинистых коллекторов путем последовательной закачки в пласт буферных жидкостей, минеральной и органической кислоты, основанный на динамическом режиме воздействия без выдержки скважины на реакции с закаченными реагентами (патент РФ №2191260, кл. Е21В 43/27, опубл. 20.10.2002, Бюл. №29) - прототип. Наибольшую эффективность этот способ проявляет, если закачку реагентов в пласт и откачку их из зоны обработки проводят в режиме попеременных репрессий и депрессий на пласт с помощью глубинного пневматического насоса замещения. Недостатком способа является то, что режим попеременных репрессий и депрессий на пласт в нем может осуществляться только в конце обработки при продавке в глубину пласта не реакционноспособного кислотного состава, а нейтральной буферной или продавочной жидкости, то есть способ исключает гидродинамическую закачку в пласт кислоты. Кроме того, в известном способе закачка реагентов в призабойную зону осуществляется по межтрубному пространству скважины между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а это, во-первых, ограничивает давление нагнетания реагентов в пласт до максимально допустимого для опрессовки эксплуатационной колонны (не превышающего 9,0-10,0 МПа), а во-вторых, приводит к разбавлению в межтрубном пространстве закачиваемых реагентов находящейся в нем жидкостью.

Задачей изобретения является повышение эффективности кислотной ОПЗ высокотемпературных низкопроницаемых алевролито, а также песчано-глинистых коллекторов за счет предупреждения процессов вторичного осадко- и гелеобразования продуктов реакции при более интенсивном процессе реакции кислоты с породой пласта и более полном удалении отработанного раствора и продуктов реакции из зоны воздействия.

Решение указанной задачи обеспечивается тем, что в способе ОПЗ высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов путем последовательной закачки в пласт кислотного состава и буферных жидкостей и вызова притока без выдержки скважины на реакции обработку производят в два и более циклов закачки и извлечения реагентов, увеличивая каждый раз радиус обработки на 40-70 см, причем закачку кислотных составов и буферных жидкостей осуществляют каждый раз в гидроимпульсном режиме с амплитудой гидроударов на пласт 2,0-10,0 МПа, а вызов притока - в режиме циклической депрессии, обеспечивающей максимальную продуктивность пласта после каждого цикла обработки; при этом воздействие на пласт осуществляется за одну спускоподъемную операцию оборудования и инструмента.

Таким образом, принципиальные различия известного и заявляемого способа, а также преимущества последнего заключаются в том, что:

во-первых, обработку производят в несколько циклов закачки и извлечения реагентов, увеличивая каждый раз радиус воздействия. Это каждый раз снижает давление закачки, так как с увеличением радиуса обработки площадь фильтрации увеличивается пропорционально его квадрату. Кроме того, несмотря на безостановочный динамический режим закачки без выдержки скважины на реакции в процессе продавки кислоты все-таки образуются продукты вторичного осадко- и гелеобразования, снижающие проницаемость коллектора уже в процессе его обработки. Своевременный вынос их из зоны воздействия при ступенчатой обработке значительно повышает эффективность ОПЗ, особенно в низкопроницаемых заглинизированных коллекторах;

во-вторых, закачку в пласт кислоты, а также буферных и других жидкостей осуществляют в гидроимпульсном режиме, а извлечение закачанных реагентов - в режиме циклической депрессии, обеспечивающей максимальную продуктивность пласта после каждого цикла (ступени) воздействия. При этом обе операции, т.е. закачку и вызов притока, производят через насосно-компрессорные трубы. Это позволяет увеличить давление закачки до 22,0-25,0 МПа и практически исключает разбавление реагентов;

и в-третьих, воздействие на пласт в несколько циклов осуществляют за одну спускоподъемную операцию оборудования и инструмента. Это значительно сокращает продолжительность и стоимость работ.

В условиях скважины способ осуществляют следующим образом.

В скважину до глубины интервала перфорации на насосно-компрессорных трубах (фиг.1) спускают компоновку оборудования, включающую:

1) аккумулятор импульсного давления;

2) пакер;

3) циркуляционный клапан;

4) струйный насос.

Производят посадку и, при необходимости, опрессовку пакера (2). Приподнятием НКТ открывают циркуляционный клапан (3).

При открытом циркуляционном клапане (3) насосным агрегатом, например - ЦА-320, в НКТ на циркуляцию последовательно закачивают рабочие реагенты - буферную жидкость и/или кислоту и доводят до глубины установки циркуляционного клапана (3). Допуском НКТ закрывают циркуляционный клапан. Закачкой в НКТ буферной или продавочной жидкости рабочие реагенты продавливают в призабойную зону пласта (ПЗП) на глубину 40-70 см в гидроимпульсном режиме с амплитудой гидроударов 2,0-10,0 МПа. Гидроудары при этом создают аккумулятором импульсного давления (1). Сразу после закачки рабочих реагентов в ПЗП насосный агрегат переключают на межтрубное пространство скважины и закачкой в него жидкости, например подтоварной воды, струйным насосом (4) производят откачку жидкости из ПЗП. Струйный насос при этом обеспечивает режим циклической депрессии. Скважину отрабатывают на приток в объеме, равном или превышающем объем закачанных в ПЗП рабочих реагентов. После этого приподнятием НКТ открывают циркуляционный клапан (3) и производят второй цикл воздействия описанным выше образом. Во втором цикле объем рабочих реагентов увеличивают из расчета увеличения радиуса их закачки в ПЗП на 40-70 см глубже, чем в предыдущем случае. Необходимое для эффективного воздействия количество циклов определяют по приемистости скважины, а также по объему притока жидкости из пласта после каждого цикла воздействия.

При достижении требуемой приемистости или дебита скважины обработку прекращают. Приподнятием НКТ открывают циркуляционный клапан, срывают пакер и производят подъем компоновки оборудования на поверхность. Таким образом, обработку производят за одну спускоподъемную операцию оборудования и инструмента.

В качестве генератора импульсного давления может использоваться, например, устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону скважин (П. №29333, оп. 10.05.2003, бюл. №13) или любое другое устройство аналогичного назначения; в качестве пакера - любой, например механический, пакер, посадку и распакеровку которого производят вращением колонны НКТ; в качестве циркуляционного клапана - клапан любой конструкции, обеспечивающий открытие и закрытие сообщающего НКТ и межтрубное пространство отверстия приподнятием или допуском НКТ при посаженном пакере; в качестве струйного насоса - насос любой конструкции, обеспечивающий свободную прокачку через него рабочих реагентов и продавочной жидкости при их закачке по НКТ в пласт и приводимый в работу закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины.

Предложенная в заявляемом способе цикличность, а также глубина обработки пласта и ее нарастание в каждом цикле воздействия на 40-70 см соответствуют следующим положениям. Общеизвестно, что призабойная зона пласта наиболее сильно загрязняется и кольматируется при бурении, вторичном вскрытии, глушении, промывках и других работах в скважине в непосредственной близи от ствола на расстоянии 5-40 см - в зависимости от проницаемости коллектора. Загрязнения, обусловленные осаждением в ПЗП глинистых частиц, солей, тяжелых асфальто-смолистых и парафинистых компонентов нефти, выносимых из пласта потоком притекающей к скважине жидкости, сосредоточены в более удаленной зоне от ствола на расстоянии до 70 см и более, вплоть до нескольких метров - также в зависимости от проницаемости коллектора. Таким образом, наиболее эффективной глубиной обработки, затрагивающей обе указанные зоны, является воздействие на расстоянии до 70 см и более от ствола скважины. Выше отмечалось, что в низкопроницаемых коллекторах своевременный вынос из зоны воздействия продуктов реакции значительно повышает эффективность ОПЗ. Отсюда вытекает рациональность ступенчатой или циклической обработки: первоначальная очистка ПЗП на расстоянии от 40 до 70 см с удалением из этой зоны продуктов реакции и последующие циклы очистки более удаленных зон вплоть до 1-го и более метров с приращением радиуса воздействия каждый раз на аналогичную величину.

Указанная в заявляемом способе амплитуда гидроударов на пласт в момент закачки рабочих реагентов 2,0-10,0 МПа является оптимальной, что подтверждено лабораторными исследованиями на керновом материале продуктивных пластов. При закачке в колонки кернов кислотных составов по упомянутому выше патенту (РФ №2191260 С2, кл. 7 Е21В 43/27) в статическом режиме, то есть при постоянном давлении, равном 4,0 МПа, их проницаемость увеличивалась в 1,2-1,3 раза. Кратковременное резкое увеличение давления на 2,0 МПа, осуществляемое в процессе закачки несколько раз, привело к увеличению проницаемости в 1,4 раза; на 6,0 МПа - в 1,8 раз; а на 10,0 МПА - в 2,6 раза. В последнем случае после воздействия на керн в нем образовались микротрещины, особенно заметные на входе кислоты в модель пласта. Увеличение амплитуды скачков давления до 12,0 МПа привело к интенсивному трещинообразованию и практически к разрушению породы керна. Таким образом, импульсные гидроудары с амплитудой 2,0-10,0 МПа способствуют повышению эффективности кислотного воздействия и являются оптимальными.

Отмеченный в заявляемом способе циклический, то есть меняющийся во времени, режим депрессии в момент вызова притока и извлечения из пласта продуктов реакции вызывает изменение режима, в частности турбулизацию потока в ПЗП. Это снижает вероятность осаждения и закрепления на стенках пор породы вторичных осадков. Величина депрессии при этом в каждом цикле должна достигать значений, обеспечивающих максимальный приток, то есть максимальную продуктивность пласта, достигнутую при воздействии рабочими реагентами. Величина депрессии не может быть указана численно, так как в каждой скважине в зависимости от проницаемости коллектора и вязкости насыщающей его жидкости ее оптимальное значение изменяется. При этом недостаточная величина депрессии не обеспечит требуемую для эффективной очистки ПЗП скорость потока жидкости, а слишком высокая может привести к негативному эффекту, например, сужению пор и закрытию трещин при создании в ПЗП порового давления значительно ниже горного. То есть величина депрессии должна быть оптимальной, а именно обеспечивающей максимальный приток. Требуемая депрессия может быть создана инжекторными устройствами, например, струйным насосом. Теоретически струйный насос может создать сколь угодно низкое забойное давление, то есть не ограниченно высокую депрессию на пласт. Однако фактически при достижении какой-то максимальной депрессии, выше которой пласт в силу своих характеристик уже не может обеспечить более интенсивный приток, автоматически происходит срыв подачи насоса, он начинает работать "вхолостую" и депрессия снижается. Таким образом, устройство типа струйного насоса автоматически, без задания численного значения депрессии, обеспечивает требуемое условие заявляемого способа.

Эффективность предложенного способа подтверждена опытными работами на скважине №2617 Нивагальского месторождения. Скважиной вскрыт нефтеносный пласт ЮВ1 с температурой в ПЗП 94,5°С, представленный в интервале перфорации 2788-2799 м глинизированными песчаными и алевролитовыми пропластками со средней проницаемостью 0,0081 мкм2. До проведения ОПЗ скважина эксплуатировалась с дебитом жидкости 3,8 м3/сут и обводненностью 7%; коэффициент продуктивности составлял 0,07 м3/сут·атм.

Для ОПЗ в скважину на глубину 2795 м спустили на НКТ компоновку оборудования, включающую снизу вверх:

1) аккумулятор импульсного давления;

2) пакер;

3) циркуляционный клапан;

4) струйный насос.

Причем струйный насос оборудован сквозным эксцентричным отверстием с клапаном, обеспечивающим свободную прокачку через насос рабочих реагентов и продавочной жидкости при их закачке по НКТ в пласт, и обратным клапаном, приводящим насос в работу закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины.

Кроме этого, внизу компоновки был установлен автономный прибор регистрации забойного давления. Через указанную компоновку в описанной выше последовательности было осуществлено два цикла закачки в ПЗП и извлечения кислотных растворов и буферных жидкостей. В качестве основного кислотного состава использовался водный раствор 8%-ной соляной и 1%-ной плавиковой кислот, а в качестве буферного продавочного раствора - водный раствор 5%-ной борной кислоты. В первом цикле в пласт был закачан 1 м3 указанных рабочих реагентов, а во втором - 6 м3. При средней пористости пласта 18% это соответствует радиусу воздействия в первом цикле 40 см, а во втором - 110 см, то есть на 70 см глубже.

На фиг.2 в качестве примера приведены параметры второго цикла закачки и извлечения реагентов, зарегистрированные прибором. Точка 1 кривой записи забойного давления соответствует его стабилизации на уровне пластового, равного 26,5 МПа, после первого цикла обработки. Точка 2 отмечает рост забойного давления до 28,4 МПа при закачке в НКТ и доводке до забоя при открытом циркуляционном клапане кислотного раствора и буферной жидкости. В точке 3 к моменту закрытия циркуляционного клапана давление стабилизируется на уровне 27,3 МПа, при котором пласт практически не принимает. В промежутке между точками 3 и 8 осуществлялась гидроимпульсная закачка реагентов в пласт. Продавка основного кислотного состава проводилась гидроударами с максимальным давлением в призабойной зоне в точках 4 и 5 соответственно 34,8 и 35,6 МПа, а буферной жидкости в точках 6 и 7 - 31,6 и 30,2 МПа. На диаграмме в этот момент отмечается серия гидроударов на пласт с амплитудами: от уровня точки 3 до точки 4 - 7,5 МПа, от 3 до 5 - 8,3 МПа, от 3 до 6 и 7 соответственно 4,3 и 2,9 МПа. Таким образом, закачка рабочих реагентов в ПЗП осуществлена в гидроимпульсном режиме с амплитудами гидроударов 2,9-8,3 МПа. Следует отметить, что в процессе закачки, особенно в конце от точки 5 к точке 8, наблюдается довольно резкое и существенное снижение давления продавки. Это объясняется применением именно импульсного гидроударного воздействия, эффективность которого значительно выше в сравнении с обычным стабильным режимом закачки.

Правее точки 8 диаграмма представляет запись режима вызова притока и отработки скважины после закачки реагентов. Насосный агрегат ЦА-320 был переключен на межтрубное пространство и сразу, не выдерживая скважину на реакции, осуществлен вызов притока. В начальный момент забойное давление в точке 8 равнялось пластовому - 26,5 МПа. По мере откачки жидкости струйным насосом оно снижалось и достигло уровня 18,8 МПа в точке 9, то есть депрессия на пласт в этот момент составила 7,7 МПа. На кривой записи между точками 8 и 9 наблюдается три пика роста забойного давления. Они объясняются срывами подачи струйного насоса в моменты достижения соответствующих максимальных депрессий, при которых пласт не мог обеспечить более интенсивный приток. При удалении кольматирующих слоев и очистке пласта вблизи ствола скважины фильтрующая способность призабойной зоны увеличивалась, струйный насос восстанавливал подачу, забойное давление вновь снижалось и пласт работал с большей производительностью. В точках 10; 12 и 14 наблюдаются минимумы забойных давлений в пределах 19,0-19,4 МПа или максимумы депрессий на уровне 7,5-7,1 МПа, при которых также происходили срывы подач струйного насоса. После очередного цикла декольматации ПЗП в точках 11; 13 и 15 работа насоса возобновлялась, и жидкость с забоя подавалась на устье скважины. Стабилизация забойного давления, соответствующего 20,7 МПа, в правой части диаграммы на уровне точки 16, свидетельствует об очистке коллектора призабойной зоны после воздействия и стабилизации притока из пласта. В этот момент дебит скважины составлял 10-11 м3/сут, и воздействие было прекращено.

После ОПЗ описанным способом скважина эксплуатируется с устойчивым дебитом жидкости 12,5 м3/сут и обводненностью 8%; коэффициент продуктивности составляет 0,37 м3/сут·атм.

Таким образом, предложенный способ динамической обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов обладает высокой эффективностью и позволяет кратно увеличить продуктивность скважин.

1. Способ динамической обработки призабойной зоны высокотемпературных низкопроницаемых коллекторов путем последовательной закачки в пласт кислотного состава и буферных жидкостей и вызова притока без выдержки скважины на реакцию, отличающийся тем, что обработку производят в два и более циклов закачки и извлечения реагентов, увеличивая каждый раз радиус обработки на 40-70 см, закачку осуществляют в гидроимпульсном режиме с амплитудой гидроударов на пласт 2,0-10,0 МПа, а вызов притока - в режиме циклической депрессии, обеспечивающей максимальную продуктивность пласта после каждого цикла его обработки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку производят за одну спуско-подъемную операцию оборудования и инструмента.

www.findpatent.ru

Скважинная штанговая насосная установка

Устройство предназначено для использования в технике для добычи нефти, в частности в скважинных штанговых насосных установках. Скважинная штанговая насосная установка содержит штанговый насос с плунжером, цилиндр, всасывающий и нагнетательный клапаны, трубу, расположенную концентрично цилиндру насоса и образующую с ним герметичную камеру, с отверстиями в верхней части для поступления жидкости в надплунжерную область насоса. Боковой канал связывает нижнюю часть насоса с затрубным пространством. Хвостовик содержит дополнительный клапан в верхней части. В верхней части хвостовика с пакером, разобщающим два пласта, установлен распределитель потока с дополнительным клапаном и проходными каналами. Они сообщают надпакерное пространство скважины с герметичной камерой и подпакерное пространство с приемом насоса в случае верхнего расположения более продуктивного пласта, а подпакерное пространство - с герметичной камерой и надпакерное пространство с приемом насоса в случае нижнего расположения более продуктивного пласта. Уровень расположения отверстий в корпусе насоса выбирают из расчета соотношений дебитов верхнего и нижнего пластов. Позволяет осуществлять дренирование жидкости из пластов с разными давлениями одним и тем же штанговым насосом. 2 ил.

 

Изобретение относится к технике для добычи нефти, в частности к скважинным штанговым насосным установкам.

Известен скважинный насос с полым тяговым элементом, содержащий две независимые камеры с индивидуальными всасывающими и нагнетательными клапанами, общий для камер подвижной поршень с проходным каналом и неподвижный хвостовик /Авт.св. 973927, МПК3 F 04 В 47/02/.

Недостатком известного скважинного насоса является то, что техническое решение не позволяет разобщать пласты, а также низкая надежность работы и сложность конструкции.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков является скважинная штанговая насосная установка, содержащая цилиндр со всасывающим и нагнетательным клапанами, наружную трубу, образующую с цилиндром насоса герметичную камеру и имеющую боковой канал для входа нефтяной фазы и верхний тарельчатый клапан, хвостовик с клапаном в верхней чисти для приема водной фазы /Авт. св. 1236161, МПК3 F 04 В 47/02, 1984/.

Однако известное устройство не позволяет осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов, кроме того, недостатком является сложность и низкая работоспособность конструкции верхнего тарельчатого клапана, размещенного на наружной поверхности полых штанг.

Задачей предлагаемого изобретения является интенсификация выработки пласта с малым давлением и продуктивностью при добыче нефти из двух пластов одной скважины.

Это достигается тем, что в скважинной штанговой насосной установке, содержащей штанговый насос с плунжером, цилиндром, всасывающим и нагнетательным клапанами, трубу, расположенную концентрично цилиндру насоса и образующую с ним герметичную камеру с отверстиями в верхней части для поступления жидкости в надплунжерную область насоса, боковой канал, связывающий нижнюю часть насоса с затрубным пространством, хвостовик с дополнительным клапаном в верхней части, согласно изобретению в верхней части хвостовика с пакером, разобщающим два пласта, установлен распределитель потока с дополнительным клапаном и проходными каналами, сообщающими надпакерное пространство скважины с герметичной камерой и подпакерное пространство с приемом насоса в случае верхнего расположения более продуктивного пласта, а подпакерное пространство - с герметичной камерой и надпакерное пространство с приемом насоса в случае нижнего расположения более продуктивного пласта, причем уровень расположения отверстий в корпусе насоса выбирают из расчета соотношений дебитов верхнего и нижнего пластов.

На фиг.1 представлена схема скважинной штанговой установки, когда верхний пласт более продуктивен и обладает большим давлением в сравнении с нижним пластом. На фиг.2 представлена схема скважинной штанговой установки, когда нижний пласт обладает большим давлением и продуктивностью в сравнении с верхним пластом.

В скважину 1 на колоннах насосно-компрессорных труб 2 и штанг 3 спущен насос, состоящий из цилиндра 4, плунжера 5, нагнетательного 6 и приемного клапана 7. В цилиндре насоса на определенной высоте выполнены отверстия 8. Снаружи цилиндра расположена труба 9, образующая герметичную камеру между хвостовиком 10 и цилиндром насоса 4 таким образом, что отверстия 8 расположены в ее верхней части. Непосредственно под насосом в хвостовике расположены распределитель потока 11 с центральным дополнительным клапаном 12 и проходными каналами 13, 14, 15, 16, 17 и 18. На хвостовике 10 расположен пакер 19 между продуктивными пластами 20 и 21.

Штанговая насосная установка работает следующим образом.

На фиг.1 показана схема, когда верхний пласт 20 более продуктивен и обладает большим давлением в сравнении с нижним пластом 21. При движении плунжера вверх в начале хода на дополнительный клапан 12 через отверстия 8 в цилиндре насоса 4 действует гидростатическое давление столба жидкости в насосно-компрессорных трубах, и он остается закрытым. В таком случае в насос через каналы 14 и 13 и всасывающий клапан 7 жидкость поступает из подпакерного пространства (нижнего пласта 21), обладающего меньшим давлением и продуктивностью. Нагнетательный клапан 6 насоса остается при этом закрытым, и жидкость из цилиндра 4 вытесняется в трубы 2. В этот же период жидкость из надпакерного пространства (пласта 20) в насос не поступает.

После того как нижний торец плунжера 5 окажется выше отверстий 8, в камере трубы 9 создается разрежение. В силу того, что давление пласта 20 превышает давление пласта 21 в дальнейшем в цилиндр 4 насоса через канал 17, дополнительный клапан 12, канал 16 и отверстия 8 будет поступать уже жидкость из другого пласта. Вторая фаза движения насоса вверх будет связана, таким образом, наполнением жидкостью из пласта с большей энергией. При движении плунжера 5 вниз оба клапана 7 и 12 остаются закрытыми, а клапан 6 открытым.

Высота расположения отверстий 8 в насосе выбирается исходя из соотношения необходимых отборов жидкостей из пластов 20 и 21. К примеру, при равных долях объемов жидкостей, отбираемых из пластов 20 и 21, высота расположения отверстия 8 находится на половине пути, совершаемого нижним торцом плунжера 5. На фиг.2 показан случай в котором, напротив, нижний пласт 21 обладает большим давлением и продуктивностью в сравнении с верхним пластом 20. В начале хода плунжера вверх гидростатическое давление столба жидкости в насосно-компрессорных трубах 2 через отверстия 8 и канал 16 заставляет дополнительный клапан 12 оставаться закрытым. В этот период жидкость из надпакерного пространства (верхнего пласта) через каналы 15, 13 и всасывающий клапан 7 поступает в полость насоса. После того как нижний торец плунжера 5 окажется на уровне отверстий 8, в насос через канал 18, дополнительный клапан 12, канат 16 и отверстия 8 будет уже поступать жидкость из подпакерного пространства (нижнего пласта 21), обладающего большими значениями давления и продуктивности. Клапан 7 при этом перекроет доступ жидкости из менее продуктивного пласта 20. Так же как в предыдущем случае, высоту отверстий 8 выбирают из условия обеспечения необходимых объемов отбора жидкостей из пластов 20 и 21.

При эксплуатации по схеме, показанной на фиг.1, каналы 15, 18 распределителя перекрываются, а при эксплуатации по схеме, как показано на фиг.2, перекрываются каналы 14 и 17.

Предложенное устройство одновременно-раздельной эксплуатации скважины позволяет осуществлять дренирование жидкости из пластов с разными давлениями одним и тем же штанговым насосом.

Скважинная штанговая насосная установка, содержащая штанговый насос с плунжером, цилиндром, всасывающим и нагнетательным клапанами, трубу, расположенную концентрично цилиндру насоса и образующую с ним герметичную камеру с отверстиями в верхней части для поступления жидкости в надплунжерную область насоса, боковой канал, связывающий нижнюю часть насоса с затрубным пространством, хвостовик с дополнительным клапаном в верхней части, отличающаяся тем, что в верхней части хвостовика с пакером, разобщающим два пласта, установлен распределитель потока с дополнительным клапаном и проходными каналами, сообщающими надпакерное пространство скважины с герметичной камерой и подпакерное пространство с приемом насоса в случае верхнего расположения более продуктивного пласта, а подпакерное пространство с герметичной камерой и надпакерное пространство с приемом насоса в случае нижнего расположения более продуктивного пласта, причем уровень расположения отверстий в корпусе насоса выбирают из расчета соотношений дебитов верхнего и нижнего пластов.

www.findpatent.ru