Способ увеличения дебита нефтяных скважин. Увеличение дебита скважины нефть


Способ повышения дебита скважины

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины. Способ повышения дебита нефтяных и газовых скважин заключается в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины. Для этого скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Выполняют вторичное вскрытие всех пластов. До начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта. Плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включают в работу. По этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос. В ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки. Снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти и газа за счет перевода однопластовых скважин на многопластовую добычу и выявления и устранения пластовых перетоков до начала добычи.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины, обеспечивающего удвоение добычи нефти и газа в стране за короткий период времени с минимальными затратами в основном за счет перевода существующих однопластовых скважин в разряд многопластовых.

Известны различные способы повышения дебита скважин за счет выполнения в них различных геолого-технических мероприятий по воздействию на продуктивный пласт (Е.И.Бухаленко, В.Е.Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991).

Недостатком известных способов является то, что они не обеспечивают достаточного повышения дебита. В лучшем случае дебит повышается всего на несколько процентов, но чаще всего на десятые доли процента.

Этот недостаток устранен в другом известном способе (А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., 2005, с.219-224).

Способ заключается во вскрытии и эксплуатации в скважине сразу нескольких пластов.

Дебит многопластовых скважин возрастает в несколько раз по сравнению со скважинами, эксплуатирующими всего один пласт.

Казалось бы, открываются невиданные перспективы увеличения дебита скважин и увеличения объемов добычи нефти и газа.

Однако на практике оказалось, что многопластовые скважины имеют стратегический недостаток, из-за которого правительственные органы по природопользованию запрещают вести многопластовую добычу до устранения указанного недостатка.

Недостаток заключается в том, что при одновременной эксплуатации нескольких пластов в скважине всегда имеют место пластовые перетоки (Дияшев Р.Н. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений. - Каротажник, №109, 2003, с.147-166).

Перетоки обусловлены тем, что пластовые давления в каждом отдельном пласте отличаются друг от друга, в результате чего флюид из пластов с большим пластовым давлением переходит в пласты с меньшим пластовым давлением. Это приводит к потерям и дебита и объемов добычи.

В связи с указанным недостатком пробуренные многопластовые скважины находятся в опытной эксплуатации и на них проводятся исследования по поиску методов устранения пластовых перетоков.

Однако оказалось, что исследования в процессе добычи без предварительного освоения скважины не позволяют выявить величины забойных давлений, при которых каждый конкретный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Не имея данных по величине указанных забойных давлений, нет возможности разработать геолого-технические мероприятия, которые обеспечили бы полное устранение пластовых перетоков.

Приведенный недостаток является настолько стратегическим, что он не позволяет открыть новое направление по качественному увеличению добычи нефти и газа в стране.

Это новое направление вытекает из того, что бурением новых многопластовых скважин, даже если в будущем удастся надежно устранять пластовые перетоки, невозможно быстро нарастить объемы добычи в стране из-за больших затрат средств и времени на строительство таких скважин.

Новым направлением резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа было бы быстрое введение в эксплуатацию всех пересекаемых стволом скважины продуктивных пластов в существующих скважинах, эксплуатирующих всего по одному продуктивному пласту, хотя скважина проходит через несколько пластов.

Однако начать использование этого нового направления возможно опять же только в случае, если будет найдена возможность знать до начала добычи величины забойных давлений пластов, при которых пласты включаются в работу и начинают отдавать флюид в скважину. На основе этой информации можно будет разработать геолого-технические мероприятия, которые надежно устранят пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи. Это направление можно будет использовать в первую очередь в существующих скважинах, перевести которые на многопластовую добычу не представляет больших затруднений ввиду многократного уменьшения затрат по сравнению со строительством новых многопластовых скважин.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков существующих многопластовых скважин и создание нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является обеспечение возможности разработки геолого-технических мероприятий, позволяющих выявлять и устранять пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи, и обеспечение на этой основе возможности открыть новое направление резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе повышения дебита нефтяных и газовых скважин, заключающемся в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины, для чего скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, выполняют вторичное вскрытие всех пластов, до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, по этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки, затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос, в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки, снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Введение в одновременную эксплуатацию всех продуктивных пластов обеспечивает открытие нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет возможности быстрого перевода существующих скважин на многопластовую добычу при сравнительно небольших затратах по сравнению с весьма большими затратами времени и средств на строительство новых многопластовых скважин.

То, что скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, позволяет подготовить ввод в работу всех пластов, если будут иметь место какие-то затруднения и недоработки, не позволяющие обеспечить качественный ввод отдельных пластов в работу без доработок. Однако, как правило, все пласты должны быть качественно зацементированы еще при строительстве однопластовой скважины и к ним должен быть доступ, позволяющий выполнить вторичное вскрытие всех пластов без каких-либо дополнительных затрат.

Вторичное вскрытие всех пластов обеспечивает быстрое повышение объемов добычи нефти и газа. В современных условиях вторичное вскрытие пластов выполняют, как правило, взрывными кумулятивными перфораторами, обеспечивающими вскрытие за весьма короткий промежуток времени.

То, что до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, позволяет выявить и устранить пластовые перетоки до начала добычи, что позволит получить разрешение от правительственных органов на эксплуатацию многопластовых скважин, в которых гарантируется отсутствие пластовых перетоков.

Плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса обеспечивает возможность выявления величин забойных давлений и других параметров флюида, при которых каждый отдельный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Эта информация позволяет выявить пласты, подверженные пластовым перетокам, и затем разработать конкретные мероприятия по устранению перетоков. В противоположность этому в существующем способе многопластовой добычи без предварительного освоения скважины имеет место резкое понижение уровня жидкости после включения добычного насоса, что не позволяет геофизическим приборам успеть зафиксировать включение в работу каждого отдельного пласта.

Извлечение приборов из скважины и определение по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, дает информацию для определения очередности включения пластов в работу и величины забойных давлений, при которых происходит включение в работу каждого отдельного пласта. При этом становится возможным определить пласты, подверженные пластовым перетокам.

Определение пластов, подверженных пластовым перетокам, позволяет разработать и выполнить геолого-технические мероприятия, обеспечивающие устранение выявленных пластовых перетоков, что и предусмотрено в изобретении.

Повторная установка геофизических приборов в зоне каждого пласта перед началом добычи позволяет контролировать поведение пластов и возможное появление перетоков в процессе добычи, когда характеристики пластов меняются в процессе их выработки.

Спуск в скважину на расчетную глубину струйного добычного насоса позволяет вести добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Выбор в качестве добычного насоса струйного насоса, нейтрального к действию выделяющихся из рабочих пластов газов, приводящих к гидроударам и к разносу электроцентробежных насосов, позволяет увеличить глубину установки добычного насоса, что позволяет снизить забойное давление и устранить пластовые перетоки, хотя при этом будет наблюдаться рост выделения из пластов газов, к которым струйный насос нечувствительный (нейтральный).

Анализ показаний геофизических приборов, зафиксированных в процессе добычи, выполняемый в ремонтный период струйного добычного насоса, позволяет выявить пластовые перетоки из-за выработки пластов.

Выявление пластовых перетоков дает возможность разработать и выполнить геолого-технические мероприятия для устранения пластовых перетоков в процессе добычи.

Постоянное выполнение анализа показаний геофизических приборов в ремонтные периоды струйного добычного насоса позволяет своевременно выявлять появившиеся пластовые перетоки и своевременно выполнять необходимые геолого-технические мероприятия по устранению выявленных перетоков.

Предложенный способ не требует его графического изображения.

Выполняют предложенный способ в следующем порядке: вначале вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты, для чего скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Далее выполняют вторичное вскрытие всех пластов. Устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта до начала добычи для контроля параметров флюида. Все исследования пластов, выявление и устранение пластовых перетоков выполняют до начала добычи в процессе освоения скважины геофизическими предприятиями. Это позволяет вести добычу нефти и газа при заранее устраненных пластовых перетоках. У правительственных органов теперь есть все основания разрешить перевод всех существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу, что позволит резко и с малыми затратами увеличить добычу нефти и газа в стране.

Возможность выполнения исследований с последующим устранением пластовых перетоков геофизическими предприятиями до начала добычи обусловлена тем, что геофизические предприятия имитируют процесс добычи путем плавного понижения уровня жидкости в скважине, при котором пласты постепенно включаются в работу.

Выполняют плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного добычного насоса.

Добычной насос выбирают специальный, не боящийся газового фактора при снижении уровня жидкости в скважине для устранения пластовых перетоков и для качественного повышения дебита скважины и производительности насоса.

В качестве такого насоса используют струйный насос.

Это позволяет и перевести однопластовые скважины в разряд многопластовых и вести постоянный мониторинг скважин для обеспечения качественного роста объемов добычи нефти и газа при отсутствии пластовых перетоков.

Далее извлекают приборы. Определяют по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, а также определяют пласты, подверженные пластовым перетокам. Устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта. Спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос и ведут добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Далее в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов. Выявляют пластовые перетоки из-за выработки пластов. Устраняют пластовые перетоки. Затем опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Перевод парка однопластовых скважин в многопластовые выполняют следующим образом. Если полагать, что при эксплуатации в среднем 5 пластов в каждой скважине дебит каждой скважины вырастет в среднем в 4 раза, то для повышения объема добычи продукта в 2 раза за 10 лет потребуется перевести за этот период на многопластовую добычу половину (50%) однопластовых скважин. Ежегодно потребуется переводить на многопластовую добычу 5% однопластовых скважин. Такая задача выполнима, если поставить для ее решения примерно по 10 бригад в каждом крупном нефтегазодобывающем предприятии.

В стране нет другого варианта удвоить объемы добычи нефти и газа за 10 лет, притом еще и со сравнительно небольшими расходами средств, кроме как по предложенному способу.

Способ повышения дебита нефтяных и газовых скважин, заключающийся в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины, для чего скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, выполняют вторичное вскрытие всех пластов, до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включают в работу, по этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки, затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос, в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки, снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

www.findpatent.ru

Способ увеличения дебита нефтяных скважин

 

Повышение нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения и ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти достигается за счет закачки в нагнетательную скважину куста скважин отмывочного раствора АДС порциями с последующей продавкой их в пласт технической водой или нефтью, при этом первую порцию закачивают в составе отмывочного раствора АДС с водой в соотношении 1 1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС в концентрации 1,0 2,0 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, третью порцию водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1,0 2,0 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой или их смесь в концентрации 45,0 65,0 мас. четвертую порцию водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1,0 2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5 1,0 мас. затем после продавки растворов в пласт выдерживают 2 4 ч и после этого производят закачку пятой порции водный отмывочный раствор АДС 1,0 3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас. в количестве, равном 10 20% суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно для увеличения дебита нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции водопритоков в скважине.

Известны способы увеличения дебита нефтяных скважин, заключающиеся в закачке в пласт водного раствора биополимера, мицеллярного раствора и заводнения (1). Недостатками этого способа являются сложность приготовления мицеллярного раствора, дороговизна и дефицитность его компонентов, многооперационность, большой вынос породообразущих минералов в виде примесей. Наиболее близким к предлагаемому является способ увеличения дебита нефтяных скважин, включающий закачку в скважину ингибитора с последующей продавкой его в пласт. Ингибитор закачивают двумя порциями, между которыми в скважину закачивают силикат натрия, причем первую порцию ингибитора продавливают в пласт горячей водой, а вторую порцию ингибитора продавливают в затруб нефтью, а силикат натрия продавливают в затруб технической водой, при этом в качестве ингибитора используют полимерную композицию на основе ортофосфорной кислоты и оксиэтилендифосфоновой кислоты (ГПР) или на основе комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2 (АДС). Этот способ эффективно удаляет и предотвращает отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне скважины. Недостатком способа является невозможность заводнения пласта с последующим вытеснением нефти, а также невозможность тампонирования промытых зон и ингибирования нефтяного пласта. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти. Цель достигается тем, что в известном способе увеличения дебита нефтяных скважин, заключающемся в закачке в скважину порциями отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью. Отмывочный раствор АДС закачивают в нагнетательную скважину, причем первую порцию отмывочного раствора АДС закачивают с водой в соотношении 1:1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. третью порцию в водный раствор отмывочного раствора АДС с натриевым стеклом вышеуказанной концентрации добавляют этилсиликат или карбамидную смолу или их смесь в соотношении 1:1 в концентрации 45,0-65,0 мас. и четвертую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. затем продавку в нефтепласт растворов (композиций) прекращают и выдерживают 2-4 ч для обеспечения тампонирования закаченной в пласт композиции, после этого производят закачку пятой порции водного отмывочного раствора АДС концентрации 1,0-3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0-7,0 мас. в количестве, равном 10-20% от суточного объема закачиваемой жидкости (воды) в нагнетательную скважину для заводнения. Способ осуществляют при кустовом методе добычи нефти, в которую входит несколько скважин. Порции растворов готовятся в отдельных емкостях. Общий объем закачиваемых растворов определяется исходя из конкретных условий от суточного объема жидкости (воды) для заводнения пласта. В качестве продавочной жидкости используются техническая вода или нефть. Приготовленные порции растворов подвозят к нагнетательной скважине. В нагнетательную скважину закачку растворов осуществляют последовательно порциями: при этом первая порция включает отмывочный раствор АДС и воду в соотношении 1:1, которая попадая в пласт, ингибирует его залежи; вторая порция, включающая водный отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0, этилсиликат или карбамидная смола или смесь в концентрации 45,0-65,0 мас. и вода эта порция тампонирует промывочные зоны пласта; четвертая порция, включающая отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0 мас. и вода являются буфером для продавки третьей порции в пласт. После этого закачку растворов в пласт прекращают и осуществляют выдержку 2-4 ч. За это время происходит отверждение этилсиликата или карбамидной смолы, или их смеси с образованием тампонирующего состава в промытых зонах пласта. Затем производят закачку в нагнетательную скважину и продавку технической водой в пласт пятой порции, включающей отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-3,0 мас. натриевое стекло 3,0-7,0 мас. и воду для вытеснения нефти. Результаты нефтевытеснения оценивают по притоку нефти в добывающих скважинах. При необходимости закачку в пласт повторяют в указанной последовательности. Ингибирование нефтепласта осуществляется за счет использования отмывочного раствора АДС, который связывает солеобразующие катионы металлов, содержащихся в породе. Тампонирование промытых зон пласта осуществляется за счет использования третьей порции композиции с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью, которые структурируются в смеси в АДС и силиката натрия. Вытеснение нефти осуществляется за счет смеси водных растворов АДС и натриевого жидкого стекла (пятая порция). Испытания способа проводились при производственном объединении "Варьеганнефтегаз". П р и м е р 1. 1.1. Приготовление первой порции: в воду расчетного объема добавляется такой же объем отмывочного раствора АДС и перемешивается. Общий объем раствора составляет 5-10 м3. 1.2. Приготовление второй порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и после перемешивания в смесь вводится 0,5 мас. АДС, и смесь перемешивается. Количество второй порции раствора составляет 3-5 м3. 1.3. Приготовление третьей порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла, перемешивается, затем добавляется 0,5 мас. раствора АДС и после перемешивания вводится 40 мас. этилсиликата. Полученная смесь снова перемешивается. Третья порция раствора готовится в количестве 10-25 м3. 1.4. Приготовление четвертой порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и при постоянном перемешивании вводится 0,5 мас. АДС. Количество четвертой порции раствора 3-5 м3. 1.5. Приготовление пятой порции: при непрерывном перемешивании в воду добавляется 2,0 мас. натриевого жидкого стекла, затем 0,5 мас. АДС. Количество пятой порции раствора равно 10-20% суточного объема закачиваемой в скважину жидкости (воды). К примеру, если суточный объем закачиваемой жидкости составляет 100 м3, то количество пятой порции раствора составляет 10-20 от этого объема, т.е. 10-20 м3. Аналогично готовятся все остальные растворы по примерам 2-17. Закачка производится по порциям. Результаты эффективности предлагаемого способа приведены в примерах в таблице. Компоненты, применяемые при осуществлении способа: АДС отмывочный раствор (ТУ 6-02-13-72-88) состоит из комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты, ацетона или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2; натриевое жидкое стекло ГОСТ 13078-81; этилсиликат ТУ 6-02-895-78; карбамидная смола ГОСТ 14231-88.

Формула изобретения

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий порционную закачку в скважину отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти, отмывочный раствор закачивают в нагнетательную скважину, причем четвертую порцию ингибитора выдерживают 2 4 ч, а пятую порцию закачивают в количестве 10 20 мас. от суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину, при этом в качестве ингибитора для первой порции используют отмывочный раствор АДС с водой в соотношении 1 1, для второй порции водный раствор отмывочного раствора АДС с концентрацией 1 2 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, для третьей порции водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1 2 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью в концентрации 45 65 мас. для четвертой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 2 мас. с натриевым стеклом концентрацией 0,5 1,0 мас. для пятой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 3 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

www.findpatent.ru

Увеличение - дебит - скважина

Увеличение - дебит - скважина

Cтраница 1

Увеличение дебитов скважин при постоянном объеме резервуарного парка повышает коэффициент оборачиваемости. При большом резервуарном парке коэффициент оборачиваемости резервуаров мал и потери легких фракций нефти от больших дыханий сокращаются. Однако сооружение большого резервуарного парка обходится слишком дорого. Поэтому оптимальный объем резервуарных парков должен определяться с учетом технико-экономических расчетов, и решение этой задачи встречает весьма большие трудности.  [1]

Увеличение дебита скважины в данных условиях рекомендуется осуществлять за счет увеличения длины хода и числа качаний головки балансира.  [2]

Увеличение дебита скважины обусловило рост скорости восходящего потока жидкости в скважине, благодаря чему улучшились условия выноса песка и тем самым из только уменьшилось пробкообразование, но и сократилась толщина песчаной пробки на 3 2 м; скважины с повышенным дебитом эксплуатировали 66 2 сут.  [3]

Увеличение дебита скважины после депарафинизации колонны НКТ углеводородным растворителем свидетельствует о том, что скребки полностью не удаляют отложение парафина.  [5]

Увеличение дебитов скважин предполагает рост депрессий на пласт, возрастание потерь давления в скважинах и газосборных сетях. При уменьшении числа скважин увеличивается степень неравномерности дренирования продуктивного коллектора, что приводит к формированию более глубокой общей депрессионной воронки.  [6]

Увеличение дебита скважин наступает как в следствие снижения вязкости жидкости и улучшения проницаемости призабойной зоны пласта, так и в результате понижения сил поверхностного натяжения в многофазном потоке.  [7]

Для увеличения дебита скважин применяют различные методы воздействия на забой и их комбинации.  [8]

Для увеличения дебита скважины необходимо понижать забойное давление, это ведет к уменьшению погружения колонны НКТ под динамический уровень и возрастанию удельного расхода газа.  [9]

Для увеличения дебита скважины применяют также гидромеханический способ очистки призабойной зоны пласта.  [10]

На увеличение дебита скважины большое влияние оказывает диаметр каналов перфорации. Это влияние особенно увеличивается с уменьшением глубины каналов. Например, для случая пробития отверстий только в цементе и загрязненной части пласта плотностью 20 отв / м увеличение диаметра с 6 до 60 мм приводит к увеличению дебита скважины от 25 до 68 % от возможного, то есть в 2 8 раза. Уменьшение диаметра ниже 6 мм приводит к резкому снижению дебита скважины.  [11]

Для увеличения дебита скважины после промывки на практике обычно прибегают к большим депрессиям, что в свою очередь приводит к еще большим разрушениям пород призабойной зоны.  [12]

Такое увеличение дебита скважин, исходя из коэффициентов совершенства скважин, определенных с помощью обработки кривых восстановления забойного давления, ничем не обосновано. Поэтому, естественно, возникает сомнение в точности определения коэффициентов совершенства скважин по кривым восстановления забойного давления. Учитывая это, в Гипротюменнефтегазе и Главтюменнефте-газе намечено провести промышленный эксперимент по выяснению влияния промывочных растворов на производительность скважин и точность определения параметров продуктивного пласта гидродинамическими ( по кривым восстановления забойного давления и методом установившихся отборов) и геофизическими методами.  [13]

Для увеличения дебита скважин, вскрывших низкопроницаемые и слабокарбонатные пласты, успешно обрабатывают при-забойную зону скважин газокислотными смесями, где в качестве газовой фазы используют азот или природный газ высокого давления.  [14]

При увеличения дебита скважин, эксплуатирующих такие залежи, газовый фактор возрастает неравномерно; по достижении дебитом некоторого значения прирост газового фактора начинает все больше увеличиваться, что свидетельствует о начинающемся прорыве газа из газовой шапкп или об интенсивности разгазировашш нефти в пласте.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Увеличение - дебит - нефть

Увеличение - дебит - нефть

Cтраница 1

Увеличение дебита нефти за счет форсированного отбора продукции из скважины позволило с прибылью дополнительно добыть б тыс. т нефти. Из приведенных значений видно, что скважина по экономическим критериям должна быть отключена из эксплуатации. При применении форсированного отбора возможна эксплуатация с рентабельным дебитом скважины, находящейся в зоне стягивания.  [1]

Увеличение дебита нефти за счет форсированного отбора продукции из скважины позволило с прибылью дополнительно добыть 6 тыс. т нефти. Из приведенных значений видно, что скважина по экономическим критериям должна быть отключена из эксплуатации. При применении форсированного отбора возможна эксплуатация с рентабельным дебитом скважины, находящейся в зоне стягивания.  [2]

На увеличение дебита нефти оказала влияние паротепло-вая обработка ( в скважину было подано 850 т пара), а также нагнетание пара в скв. По мере нагнетания пара в пласт, как уже было отмечено, осуществлялся контроль за продвижением теплоносителя как по изменению ионов хлора в добываемой пластовой воде, так и по изменению температуры на забое скважины и на устье.  [3]

На увеличение дебита нефти оказала влияние паротепловая обработка ( в скважину было подано 850 т пара), а также нагнетание пара в скв.  [4]

В отношении увеличения дебита нефти наиболее благоприятные результаты получились при переводе на периодический газлифт сравнительно дебитных скважин с относительно высокими пластовыми давлениями, особенно скважин, недавно прекративших фонтанирование.  [5]

В целях увеличения дебитов нефти по высокообводненным скважинам требуется повысить эффективность геолого-технических мероприятий, для чего продолжить работы по совершенствованию техники и технологии сокрытия пластов и обработки призабойных зон скважин.  [6]

Под эффективностью понимают увеличение дебита нефти добывающих и приемистости воды водонагнетательных скважин в течение некоторого времени после проведенной обработки пласта. Часто такую эффективность называют технологической.  [7]

В такой ситуации ради увеличения дебита нефти добывающей скважины в начальный безводный период целесообразно перфорировать только один нижний наиболее продуктивный нефтяной пласт; и лишь после начала обводнения этого нижнего пласта при достижении вполне определенной обводненности следует перфорировать и вводить в совместную эксплуатацию верхний нефтяной пласт.  [8]

С той же целью увеличения дебита нефти на нефтяных пластах низкой и ультранизкой продуктивности может быть применен гидравлический разрыв. У незасоренного нефтяного пласта это уменьшит фильтрационное сопротивление в 1 5 - 2 раза; и при сохранении прежней депрессии увеличит дебит в 1 5 - 2 раза.  [9]

Для обеспечения экономической рентабельности необходимо устойчивое долговременное увеличение дебитов нефти. Для этого соответственно необходимо максимальное увеличение разности забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин.  [10]

Экономия средств достигается за счет увеличения дебита нефти и снижения содержания попутной воды. Наиболее эффективными являются ремонтные работы, проведенные в скважинах с литологически неоднородными пластами, обводненными нижней водой.  [11]

При проведении данного эксперимента было получено увеличение дебита нефти более чем в 10 раз и проверена работоспособность разработанных Ю. В. Семеновым обвязок устья скважины, специальных циркуляционно-манжетных устройств и др. Тем самым была доказана возможность применения способа обработки призабойной зоны жидкими и газообразными теплоносителями в разведочных скважинах.  [12]

Анализ результатов ГРП показал, что увеличение дебитов нефти произошло в скважинах № 1064 и 941, где эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляла 5 7 и 8 4 м, в скважинах № 2114, 2122, 2131, 2145, 2138, 2140, 2153 с толщиной пласта 1 8 - 5 0 м получены отрицательные результаты или незначительное кратковременное увеличение дебита нефти.  [13]

Остановка неэффективных скважин должна приводить к увеличению дебита нефти из объекта и снижению количества добываемой попутной воды.  [14]

В скважинах № 725, 254 и 742 увеличения дебита нефти не произошло, однако в них несколько снизилась обводненность продукции, резко сократился отбор жидкости, что привело к уменьшению добычи попутной воды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Физические методы увеличения дебита скважин



Обратная связь

ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение

Как определить диапазон голоса - ваш вокал

Как цель узнает о ваших желаниях прежде, чем вы начнете действовать. Как компании прогнозируют привычки и манипулируют ими

Целительная привычка

Как самому избавиться от обидчивости

Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам

Тренинг уверенности в себе

Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком"

Натюрморт и его изобразительные возможности

Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д.

Как научиться брать на себя ответственность

Зачем нужны границы в отношениях с детьми?

Световозвращающие элементы на детской одежде

Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия

Как слышать голос Бога

Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ)

Глава 3. Завет мужчины с женщиной

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Гидравлический разрыв пласта. При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) происходит создание трещин в горных породах, прилегающих к скважине, за счет давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости.

 

При ГРП в скважину закачивается вязкая жидкость с таким расходом, который обеспечивает создание на забое скважины давления, достаточного для образования трещин (Рис. 10).

 

Трещины, образующиеся при ГРП, имеют вертикальную и горизонтальную ориентацию. Протяженность трещин достигает нескольких десятков метров, ширина – от нескольких миллиметров до сантиметров. После образования трещин в скважину закачивают смесь вязкой жидкости с твердыми частичками – для предотвращения смыкания трещин под действием горного давления. ГРП проводится в низкопроницаемых пластах, где отдельные зоны и пропластки не вовлекаются в активную разработку, что снижает нефтеотдачу объекта в целом. При проведении ГРП создаваемые трещины, пересекая слабодренируемые зоны и пропластки, обеспечивают их выработку, нефть фильтруется из пласта в трещину гидроразрыва и по трещине к скважине, тем самым увеличивая нефтеотдачу.

 

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений, когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

Электромагнитное воздействие. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Волновое воздействие на пласт. Известно множество способов волнового и термоволнового (вибрационного, ударного, импульсного, термоакустического) воздействия на нефтяной пласт или на его призабойную зону.

Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, слабо реагирующие на воздействие системы ППД, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта.

 

 

Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия.

При этом положительный эффект волнового воздействия обнаруживается как в непосредственно обрабатываемой скважине, так и в отдельных случаях, при соответствующих режимах обработки проявляется в скважинах, отстоящих от источника импульсов давления на сотни и более метров.

То есть при волновой обработке пластов принципиально можно реализовать механизмы как локального, так и дальнего площадного воздействия.

 

megapredmet.ru

способ увеличения дебита нефтяных скважин - патент РФ 2049105

Повышение нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения и ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти достигается за счет закачки в нагнетательную скважину куста скважин отмывочного раствора АДС порциями с последующей продавкой их в пласт технической водой или нефтью, при этом первую порцию закачивают в составе отмывочного раствора АДС с водой в соотношении 1 1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС в концентрации 1,0 2,0 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, третью порцию водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1,0 2,0 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой или их смесь в концентрации 45,0 65,0 мас. четвертую порцию водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1,0 2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5 1,0 мас. затем после продавки растворов в пласт выдерживают 2 4 ч и после этого производят закачку пятой порции водный отмывочный раствор АДС 1,0 3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас. в количестве, равном 10 20% суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину. 1 табл. Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно для увеличения дебита нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции водопритоков в скважине. Известны способы увеличения дебита нефтяных скважин, заключающиеся в закачке в пласт водного раствора биополимера, мицеллярного раствора и заводнения (1). Недостатками этого способа являются сложность приготовления мицеллярного раствора, дороговизна и дефицитность его компонентов, многооперационность, большой вынос породообразущих минералов в виде примесей. Наиболее близким к предлагаемому является способ увеличения дебита нефтяных скважин, включающий закачку в скважину ингибитора с последующей продавкой его в пласт. Ингибитор закачивают двумя порциями, между которыми в скважину закачивают силикат натрия, причем первую порцию ингибитора продавливают в пласт горячей водой, а вторую порцию ингибитора продавливают в затруб нефтью, а силикат натрия продавливают в затруб технической водой, при этом в качестве ингибитора используют полимерную композицию на основе ортофосфорной кислоты и оксиэтилендифосфоновой кислоты (ГПР) или на основе комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2 (АДС). Этот способ эффективно удаляет и предотвращает отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне скважины. Недостатком способа является невозможность заводнения пласта с последующим вытеснением нефти, а также невозможность тампонирования промытых зон и ингибирования нефтяного пласта. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти. Цель достигается тем, что в известном способе увеличения дебита нефтяных скважин, заключающемся в закачке в скважину порциями отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью. Отмывочный раствор АДС закачивают в нагнетательную скважину, причем первую порцию отмывочного раствора АДС закачивают с водой в соотношении 1:1, вторую порцию водный раствор отмывочного раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. третью порцию в водный раствор отмывочного раствора АДС с натриевым стеклом вышеуказанной концентрации добавляют этилсиликат или карбамидную смолу или их смесь в соотношении 1:1 в концентрации 45,0-65,0 мас. и четвертую порцию водный раствор отмывочного раствора АДС 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. затем продавку в нефтепласт растворов (композиций) прекращают и выдерживают 2-4 ч для обеспечения тампонирования закаченной в пласт композиции, после этого производят закачку пятой порции водного отмывочного раствора АДС концентрации 1,0-3,0 мас. с натриевым стеклом 3,0-7,0 мас. в количестве, равном 10-20% от суточного объема закачиваемой жидкости (воды) в нагнетательную скважину для заводнения. Способ осуществляют при кустовом методе добычи нефти, в которую входит несколько скважин. Порции растворов готовятся в отдельных емкостях. Общий объем закачиваемых растворов определяется исходя из конкретных условий от суточного объема жидкости (воды) для заводнения пласта. В качестве продавочной жидкости используются техническая вода или нефть. Приготовленные порции растворов подвозят к нагнетательной скважине. В нагнетательную скважину закачку растворов осуществляют последовательно порциями: при этом первая порция включает отмывочный раствор АДС и воду в соотношении 1:1, которая попадая в пласт, ингибирует его залежи; вторая порция, включающая водный отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. с натриевым стеклом 0,5-1,0 мас. является буфером для продавки первой порции в пласт; третья порция, включающая отмывочный раствор АДС в концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0, этилсиликат или карбамидная смола или смесь в концентрации 45,0-65,0 мас. и вода эта порция тампонирует промывочные зоны пласта; четвертая порция, включающая отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-2,0 мас. натриевое стекло 0,5-1,0 мас. и вода являются буфером для продавки третьей порции в пласт. После этого закачку растворов в пласт прекращают и осуществляют выдержку 2-4 ч. За это время происходит отверждение этилсиликата или карбамидной смолы, или их смеси с образованием тампонирующего состава в промытых зонах пласта. Затем производят закачку в нагнетательную скважину и продавку технической водой в пласт пятой порции, включающей отмывочный раствор АДС концентрации 1,0-3,0 мас. натриевое стекло 3,0-7,0 мас. и воду для вытеснения нефти. Результаты нефтевытеснения оценивают по притоку нефти в добывающих скважинах. При необходимости закачку в пласт повторяют в указанной последовательности. Ингибирование нефтепласта осуществляется за счет использования отмывочного раствора АДС, который связывает солеобразующие катионы металлов, содержащихся в породе. Тампонирование промытых зон пласта осуществляется за счет использования третьей порции композиции с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью, которые структурируются в смеси в АДС и силиката натрия. Вытеснение нефти осуществляется за счет смеси водных растворов АДС и натриевого жидкого стекла (пятая порция). Испытания способа проводились при производственном объединении "Варьеганнефтегаз". П р и м е р 1. 1.1. Приготовление первой порции: в воду расчетного объема добавляется такой же объем отмывочного раствора АДС и перемешивается. Общий объем раствора составляет 5-10 м3. 1.2. Приготовление второй порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и после перемешивания в смесь вводится 0,5 мас. АДС, и смесь перемешивается. Количество второй порции раствора составляет 3-5 м3. 1.3. Приготовление третьей порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла, перемешивается, затем добавляется 0,5 мас. раствора АДС и после перемешивания вводится 40 мас. этилсиликата. Полученная смесь снова перемешивается. Третья порция раствора готовится в количестве 10-25 м3. 1.4. Приготовление четвертой порции: в воду добавляется 0,3 мас. натриевого жидкого стекла и при постоянном перемешивании вводится 0,5 мас. АДС. Количество четвертой порции раствора 3-5 м3. 1.5. Приготовление пятой порции: при непрерывном перемешивании в воду добавляется 2,0 мас. натриевого жидкого стекла, затем 0,5 мас. АДС. Количество пятой порции раствора равно 10-20% суточного объема закачиваемой в скважину жидкости (воды). К примеру, если суточный объем закачиваемой жидкости составляет 100 м3, то количество пятой порции раствора составляет 10-20 от этого объема, т.е. 10-20 м3. Аналогично готовятся все остальные растворы по примерам 2-17. Закачка производится по порциям. Результаты эффективности предлагаемого способа приведены в примерах в таблице. Компоненты, применяемые при осуществлении способа: АДС отмывочный раствор (ТУ 6-02-13-72-88) состоит из комплексообразующих соединений оксиэтилидендифосфоновой кислоты, композиции ДПФ-1, соляной кислоты, ацетона или метилацетатной фракции, ингибитора коррозии В-2; натриевое жидкое стекло ГОСТ 13078-81; этилсиликат ТУ 6-02-895-78; карбамидная смола ГОСТ 14231-88.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий порционную закачку в скважину отмывочного ингибитора с последующей продавкой его в пласт технической водой или нефтью, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет полимерного заводнения, ингибирования пласта, а также попутного тампонирования промытых зон в нефтепласте при кустовом методе добычи нефти, отмывочный раствор закачивают в нагнетательную скважину, причем четвертую порцию ингибитора выдерживают 2 4 ч, а пятую порцию закачивают в количестве 10 20 мас. от суточного объема закачиваемой жидкости в нагнетательную скважину, при этом в качестве ингибитора для первой порции используют отмывочный раствор АДС с водой в соотношении 1 1, для второй порции водный раствор отмывочного раствора АДС с концентрацией 1 2 мас. с добавкой 0,5 1,0 мас. натриевого стекла, для третьей порции водный отмывочный раствор АДС с концентрацией 1 2 мас. натриевое стекло 0,5 1,0 мас. с этилсиликатом или карбамидной смолой, или их смесью в концентрации 45 65 мас. для четвертой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 2 мас. с натриевым стеклом концентрацией 0,5 1,0 мас. для пятой порции водный отмывочный раствор АДС концентрацией 1 3 мас. с натриевым стеклом 3,0 7,0 мас.

www.freepatent.ru

Способ повышения дебита скважины | Банк патентов

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины. Способ повышения дебита нефтяных и газовых скважин заключается в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины. Для этого скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Выполняют вторичное вскрытие всех пластов. До начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта. Плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включают в работу. По этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос. В ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки. Снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков. Техническим результатом является повышение эффективности добычи нефти и газа за счет перевода однопластовых скважин на многопластовую добычу и выявления и устранения пластовых перетоков до начала добычи.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для резкого повышения дебита скважины, обеспечивающего удвоение добычи нефти и газа в стране за короткий период времени с минимальными затратами в основном за счет перевода существующих однопластовых скважин в разряд многопластовых.

Известны различные способы повышения дебита скважин за счет выполнения в них различных геолого-технических мероприятий по воздействию на продуктивный пласт (Е.И.Бухаленко, В.Е.Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991).

Недостатком известных способов является то, что они не обеспечивают достаточного повышения дебита. В лучшем случае дебит повышается всего на несколько процентов, но чаще всего на десятые доли процента.

Этот недостаток устранен в другом известном способе (А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., 2005, с.219-224).

Способ заключается во вскрытии и эксплуатации в скважине сразу нескольких пластов.

Дебит многопластовых скважин возрастает в несколько раз по сравнению со скважинами, эксплуатирующими всего один пласт.

Казалось бы, открываются невиданные перспективы увеличения дебита скважин и увеличения объемов добычи нефти и газа.

Однако на практике оказалось, что многопластовые скважины имеют стратегический недостаток, из-за которого правительственные органы по природопользованию запрещают вести многопластовую добычу до устранения указанного недостатка.

Недостаток заключается в том, что при одновременной эксплуатации нескольких пластов в скважине всегда имеют место пластовые перетоки (Дияшев Р.Н. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений. - Каротажник, №109, 2003, с.147-166).

Перетоки обусловлены тем, что пластовые давления в каждом отдельном пласте отличаются друг от друга, в результате чего флюид из пластов с большим пластовым давлением переходит в пласты с меньшим пластовым давлением. Это приводит к потерям и дебита и объемов добычи.

В связи с указанным недостатком пробуренные многопластовые скважины находятся в опытной эксплуатации и на них проводятся исследования по поиску методов устранения пластовых перетоков.

Однако оказалось, что исследования в процессе добычи без предварительного освоения скважины не позволяют выявить величины забойных давлений, при которых каждый конкретный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Не имея данных по величине указанных забойных давлений, нет возможности разработать геолого-технические мероприятия, которые обеспечили бы полное устранение пластовых перетоков.

Приведенный недостаток является настолько стратегическим, что он не позволяет открыть новое направление по качественному увеличению добычи нефти и газа в стране.

Это новое направление вытекает из того, что бурением новых многопластовых скважин, даже если в будущем удастся надежно устранять пластовые перетоки, невозможно быстро нарастить объемы добычи в стране из-за больших затрат средств и времени на строительство таких скважин.

Новым направлением резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа было бы быстрое введение в эксплуатацию всех пересекаемых стволом скважины продуктивных пластов в существующих скважинах, эксплуатирующих всего по одному продуктивному пласту, хотя скважина проходит через несколько пластов.

Однако начать использование этого нового направления возможно опять же только в случае, если будет найдена возможность знать до начала добычи величины забойных давлений пластов, при которых пласты включаются в работу и начинают отдавать флюид в скважину. На основе этой информации можно будет разработать геолого-технические мероприятия, которые надежно устранят пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи. Это направление можно будет использовать в первую очередь в существующих скважинах, перевести которые на многопластовую добычу не представляет больших затруднений ввиду многократного уменьшения затрат по сравнению со строительством новых многопластовых скважин.

Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков существующих многопластовых скважин и создание нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является обеспечение возможности разработки геолого-технических мероприятий, позволяющих выявлять и устранять пластовые перетоки в многопластовых скважинах до начала добычи, и обеспечение на этой основе возможности открыть новое направление резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет перевода существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе повышения дебита нефтяных и газовых скважин, заключающемся в том, что вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты скважины, для чего скважину бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, выполняют вторичное вскрытие всех пластов, до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, плавно понижают уровень жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса, затем извлекают приборы и по их показаниям определяют величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, по этим же данным определяют пласты, подверженные пластовым перетокам, устраняют перетоки, затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта, спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос, в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов и при выявлении пластовых перетоков из-за выработки пластов устраняют пластовые перетоки, снова опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Введение в одновременную эксплуатацию всех продуктивных пластов обеспечивает открытие нового направления резкого и качественного увеличения добычи нефти и газа за счет возможности быстрого перевода существующих скважин на многопластовую добычу при сравнительно небольших затратах по сравнению с весьма большими затратами времени и средств на строительство новых многопластовых скважин.

То, что скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов, позволяет подготовить ввод в работу всех пластов, если будут иметь место какие-то затруднения и недоработки, не позволяющие обеспечить качественный ввод отдельных пластов в работу без доработок. Однако, как правило, все пласты должны быть качественно зацементированы еще при строительстве однопластовой скважины и к ним должен быть доступ, позволяющий выполнить вторичное вскрытие всех пластов без каких-либо дополнительных затрат.

Вторичное вскрытие всех пластов обеспечивает быстрое повышение объемов добычи нефти и газа. В современных условиях вторичное вскрытие пластов выполняют, как правило, взрывными кумулятивными перфораторами, обеспечивающими вскрытие за весьма короткий промежуток времени.

То, что до начала добычи устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта, позволяет выявить и устранить пластовые перетоки до начала добычи, что позволит получить разрешение от правительственных органов на эксплуатацию многопластовых скважин, в которых гарантируется отсутствие пластовых перетоков.

Плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного насоса обеспечивает возможность выявления величин забойных давлений и других параметров флюида, при которых каждый отдельный пласт включается в работу и начинает выдавать флюид в скважину. Эта информация позволяет выявить пласты, подверженные пластовым перетокам, и затем разработать конкретные мероприятия по устранению перетоков. В противоположность этому в существующем способе многопластовой добычи без предварительного освоения скважины имеет место резкое понижение уровня жидкости после включения добычного насоса, что не позволяет геофизическим приборам успеть зафиксировать включение в работу каждого отдельного пласта.

Извлечение приборов из скважины и определение по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, дает информацию для определения очередности включения пластов в работу и величины забойных давлений, при которых происходит включение в работу каждого отдельного пласта. При этом становится возможным определить пласты, подверженные пластовым перетокам.

Определение пластов, подверженных пластовым перетокам, позволяет разработать и выполнить геолого-технические мероприятия, обеспечивающие устранение выявленных пластовых перетоков, что и предусмотрено в изобретении.

Повторная установка геофизических приборов в зоне каждого пласта перед началом добычи позволяет контролировать поведение пластов и возможное появление перетоков в процессе добычи, когда характеристики пластов меняются в процессе их выработки.

Спуск в скважину на расчетную глубину струйного добычного насоса позволяет вести добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Выбор в качестве добычного насоса струйного насоса, нейтрального к действию выделяющихся из рабочих пластов газов, приводящих к гидроударам и к разносу электроцентробежных насосов, позволяет увеличить глубину установки добычного насоса, что позволяет снизить забойное давление и устранить пластовые перетоки, хотя при этом будет наблюдаться рост выделения из пластов газов, к которым струйный насос нечувствительный (нейтральный).

Анализ показаний геофизических приборов, зафиксированных в процессе добычи, выполняемый в ремонтный период струйного добычного насоса, позволяет выявить пластовые перетоки из-за выработки пластов.

Выявление пластовых перетоков дает возможность разработать и выполнить геолого-технические мероприятия для устранения пластовых перетоков в процессе добычи.

Постоянное выполнение анализа показаний геофизических приборов в ремонтные периоды струйного добычного насоса позволяет своевременно выявлять появившиеся пластовые перетоки и своевременно выполнять необходимые геолого-технические мероприятия по устранению выявленных перетоков.

Предложенный способ не требует его графического изображения.

Выполняют предложенный способ в следующем порядке: вначале вводят в одновременную эксплуатацию все продуктивные пласты, для чего скважины бурят до одного пласта, разбуривают боковые стволы, а при наличии нижележащих пластов скважину добуривают, цементируют затрубное пространство в зоне пластов. Далее выполняют вторичное вскрытие всех пластов. Устанавливают геофизические приборы в зоне каждого вскрытого пласта до начала добычи для контроля параметров флюида. Все исследования пластов, выявление и устранение пластовых перетоков выполняют до начала добычи в процессе освоения скважины геофизическими предприятиями. Это позволяет вести добычу нефти и газа при заранее устраненных пластовых перетоках. У правительственных органов теперь есть все основания разрешить перевод всех существующих однопластовых скважин на многопластовую добычу, что позволит резко и с малыми затратами увеличить добычу нефти и газа в стране.

Возможность выполнения исследований с последующим устранением пластовых перетоков геофизическими предприятиями до начала добычи обусловлена тем, что геофизические предприятия имитируют процесс добычи путем плавного понижения уровня жидкости в скважине, при котором пласты постепенно включаются в работу.

Выполняют плавное понижение уровня жидкости в скважине свабированием или с помощью струйного добычного насоса.

Добычной насос выбирают специальный, не боящийся газового фактора при снижении уровня жидкости в скважине для устранения пластовых перетоков и для качественного повышения дебита скважины и производительности насоса.

В качестве такого насоса используют струйный насос.

Это позволяет и перевести однопластовые скважины в разряд многопластовых и вести постоянный мониторинг скважин для обеспечения качественного роста объемов добычи нефти и газа при отсутствии пластовых перетоков.

Далее извлекают приборы. Определяют по их показаниям величины забойных давлений в скважинах, при которых пласты включаются в работу, а также определяют пласты, подверженные пластовым перетокам. Устраняют перетоки. Затем снова устанавливают геофизические приборы в зоне каждого пласта. Спускают в скважину на расчетную глубину струйный добычной насос и ведут добычу нефти и газа из многопластовой скважины с гарантией отсутствия при этом пластовых перетоков.

Далее в ремонтный период струйного добычного насоса анализируют показания геофизических приборов. Выявляют пластовые перетоки из-за выработки пластов. Устраняют пластовые перетоки. Затем опускают струйный добычной насос и продолжают добычу с указанным повторением ремонтных периодов и с устранением пластовых перетоков.

Перевод парка однопластовых скважин в многопластовые выполняют следующим образом. Если полагать, что при эксплуатации в среднем 5 пластов в каждой скважине дебит каждой скважины вырастет в среднем в 4 раза, то для повышения объема добычи продукта в 2 раза за 10 лет потребуется перевести за этот период на многопластовую добычу половину (50%) однопластовых скважин. Ежегодно потребуется переводить на многопластовую добычу 5% однопластовых скважин. Такая задача выполнима, если поставить для ее решения примерно по 10 бригад в каждом крупном нефтегазодобывающем предприятии.

В стране нет другого варианта удвоить объемы добычи нефти и газа за 10 лет, притом еще и со сравнительно небольшими расходами средств, кроме как по предложенному способу.

bankpatentov.ru