Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: .способы усиленной добычи для получения углеводородов – E21B 43/16

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей. Сущность изобретения: способ включает создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева. Согласно изобретению вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, которая представляет собой фазный разделитель с давлением 0,3-0,5 от исходной величины давления в зоне залегания газовых гидратов и ресивер с управляемыми клапанами. Осуществляют сброс добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель пониженного давления и закачку нагретого осушенного газа в зону залегания газовых гидратов. Эти операции производят поочередно и таким образом, что инициируют в породе зоны залегания газовых гидратов тепловые барические волны, обеспечивающие уменьшение локального давления в порах породы зоны залегания газовых гидратов. 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами на естественном режиме посредствам проведения многократного гидравлического разрыва пласта в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения посредством увеличения коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение параллельно расположенных добывающих горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта и отбора продукции. При этом предусматривают бурение в пластах с проницаемостью не более 2 мД не менее одной добывающей скважины. Сначала бурят одну горизонтальную скважину с углом между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтального ствола скважины от 30° до 60°. Проводят на ней многократный гидравлический разрыв пласта. Пускают скважину в работу. Если пластовое давление в процессе разработки снижается не более чем на 3% в год, то дальнейшую разработку ведут на естественном режиме без бурения нагнетательных скважин. Бурят остальные добывающие горизонтальные скважины параллельно первой из расчета, что удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составят не менее 50 тыс.т. при расстоянии между горизонтальными стволами не менее 100 м. На всех скважинах проводят многократный гидравлический разрыв пласта. При этом количество ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из аналитического выражения. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. На залежи выбирают участок разработки с остаточными запасами нефти в объеме не менее 3000 т, имеющий пластовое давление, равное или меньшее начального пластового давления, обводненностью добываемой пластовой продукции в пределах 80-99% и приемистостью нагнетательных скважин в переделах 40-140 м³/сут при устьевом давлении в пределах 4-15 МПа, характеризующийся проницаемостью по гидродинамическим исследованиям скважин не менее 500 мД. На данном участке выбирают нагнетательную скважину, интервал перфорации которой согласно гипсометрическим отметкам расположен на максимальной высоте и выше 1 м интервала перфорации ближайшей добывающей скважины. В выбранной нагнетательной скважине ограничивают объемы закачки до значений менее 50 м³/сут. По другим нагнетательным скважинам, расположенным ниже 1 м интервала перфорации добывающей скважины, производят увеличение объемов закачки на 5% и более ранее прокачиваемых объемов. В таком режиме производят закачку в период не менее 3-х месяцев с контролем за изменением в режиме работы добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности. Подобные работы проводят с другими группами скважин выбранного участка разработки. 2 пр.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% и более и извлекаемыми запасами не менее 40 тыс.т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной нагнетательной скважины производят закачку жидкости в пласт с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После роста забойного давления, достаточного для интенсификации отбора продукции, производят работы по оптимизации глубинно насосного оборудования на больший типоразмер. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных добывающих скважин одной добывающей скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м. Проводку ствола осуществляют на границе перехода породы коллектора из глинистого песчаника в алевролит. После ввода в работу горизонтальной добывающей скважины производят отбор жидкости из пласта с постоянным контролем за изменением в режиме работы окружающих добывающих скважин посредством замеров забойного давления и обводненности продукции. После снижения забойного давления на 10% ниже давления насыщения производят работы по увеличению закачки по влияющим нагнетательным скважинам. 1 з.п. ф-лы, 2 пр.

Группа изобретений относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может применяться для эксплуатации насосной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации насосной скважины за счет предотвращения глушения продуктивного пласта ниже пакера при замене электропогружного насосного агрегата. Сущность изобретения: отсекательная система включает оснащение скважины, по меньшей мере, одним пакером без или с обратным клапаном ниже его, соединенным, непосредственно или через одну или несколько труб, с посадочным ниппелем отсекателя, спуск и подъем на колонне труб электропогружного насосного агрегата. При этом отсекатель состоит из замка, корпуса с входным и выходным пропускными каналами, уплотнительных манжет, управляемого элемента и запорного узла. Согласно изобретению система снабжена полым хвостовиком, связанным гидравлически снизу с управляемым элементом отсекателя, а сверху - с полостью колонны труб над электропогружным насосным агрегатом. Для этого колонна труб и полый хвостовик, соответственно, выше и ниже электропогружного насосного агрегата, оснащены осевыми или эксцентричными верхней и нижней муфтами с отводами, соединенными между собой гидравлическим каналом, проходящим рядом с электропогружным насосным агрегатом. При этом верхняя муфта выполнена либо со сквозным осевым каналом, либо со сквозным не осевым каналом, либо со сквозным посадочным осевым каналом. Если верхняя муфта выполнена с посадочным осевым каналом, то в него спущен разделитель двух полостей на дополнительной колонне труб меньшего диаметра без или с боковым обратным клапаном. Нижняя муфта соединена гидравлически с телеметрией. Кроме того, полый хвостовик, без или с перепускным блоком, снабжен снизу разобщителем либо без, либо с инструментом спуска. При этом отсекатель, соответственно, либо спущен в скважину и установлен в посадочный ниппель отдельно до спуска в скважину электропогружного насосного агрегата, либо же спущен в скважину на спускном инструменте под полым хвостовиком и размещен в посадочный ниппель. При этом разобщитель под полым хвостовиком соединен с отсекателем или его управляемым элементом, или посадочным ниппелем. Отсекатель с замком снабжен уравнителем давления, а его уплотнительные манжеты установлены либо ниже, либо же ниже и выше выходного пропускного канала. Корпус и управляемый элемент отсекателя образуют рабочую камеру, соединенную через полый хвостовик и гидравлический канал с полостью колонны труб или дополнительной колонны труб над электропогружным насосным агрегатом. Управляемый элемент выполнен в виде поршня или плунжера, или сильфона с возможностью открывания и закрывания запорного узла, соответственно, при запуске и остановке электропогружного насосного агрегата, или же при целенаправленном создании и стравливании заданного избыточного давления в дополнительной колонне труб или колонне труб. Запорный узел выполнен в виде седла опорного и затвора упорного или в виде цилиндра и затвора плунжерного. Поршень или сильфон, или затвор подпружинен с заданным усилием. Отсекатель выполнен либо без, либо с регулирующим механизмом для фиксации положения управляемого элемента в виде вращающейся на штоке или в корпусе кодовой втулки со сквозными или глухими фигурными пазами под ограничитель, соответственно, в корпусе или на штоке. 3 н.п. ф-лы, 21 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором соляной кислоты с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют технологическую выдержку и вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. При этом за один цикл вакуумно-депрессионного воздействия откачивают порядка 0,01 м³ жидкости. При вакуумно-импульсном воздействии после задавки растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений количество импульсов назначают в 3-6 раз больше, чем при вакуумно-импульсном воздействии после задавки раствора соляной кислоты, при назначении объема извлечения прореагировавшего объема растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, равного объему закаченного растворителя. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки за счет воздействия на пласты физическими излучениями с обеспечением эффективного фильтрационного притока нефти к скважинам и расширения функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия. Согласно изобретению определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов. При этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе. Анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых. Затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах. При этом данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям. 15 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте. Способ повышения продуктивности добывающих скважин заключается в применении технологии дилатационно-волнового воздействия. При этом осуществляют синхронизацию работы станков-качалок в скважинах, оснащенных оборудованием для создания дилатационно-волнового воздействия. Для обеспечения указанной синхронизации глубинное оборудование оснащают датчиками регистрации упругих колебаний и каналами передачи принятого сигнала на поверхность в шкаф управления работой станка-качалки. Причем синхронизация работы каждого станка-качалки на месторождении обеспечивается с частотой сигнала, генерируемого станком-качалкой задающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами. Сейсмоакустические исследования в процессе добычи нефти заключаются в том, что скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы. Регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли по профилю, и измеряют амплитудо-частотные параметры проходящих сквозь толщу пласта по всей его площади продольных и поперечных волн, вызванных деформацией породы упругими колебаниями скважинного акустического излучателя. Одновременно с процессом сейсмоакустических исследований упругими колебаниями скважинного акустического излучателя обеспечивают образование градиента давления для вытеснения нефти и добывают нефть. Технический результат - повышение точности результатов сейсмоакустического исследования, увеличение коэффициента извлечения нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. При осуществлении способа на колонне насосно-компрессорных труб спускают два центробежных насоса, привод которых осуществляется установленным между ними погружным электродвигателем с двумя выходами вала для отбора мощности. Подача из верхнего центробежного насоса производится в колонну насосно-компрессорных труб. Нижний насос служит для разрушения связей кольматанта и его сброса, например, в шламоуловитель. Верхний насос предназначен для изменения динамического уровня жидкости в скважине и подачи добываемой жидкости на поверхность. Контроль и управление технологическим процессом освоения осуществляется с поверхности, например, станцией управления с частотным преобразователем погружного электродвигателя. Повышается технологическая и экономическая эффективность обработки призабойной зоны скважины. 2 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода. Сущность изобретений: система для добычи нефти содержит: пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода; сепарирующее вещество, состоящее из агента гидролиза, эффективного для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода, агента окисления, эффективного для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода, или поглотительного газа, содержащего азот; и устройство для ввода в пласт указанного сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи сырья углеводородной залежи на различных стадиях ее эксплуатации путем непосредственного воздействия на залежь упругими механическими колебаниями заданной интенсивности и частоты. Обеспечивает повышение эффективности механического воздействия на продуктивный пласт залежи, увеличение срока службы привода и уменьшение энергетических затрат. Сущность изобретения: привод вибровозбудителя содержит корпус с подводящим и отводящим каналами, ротор привода реактивного типа, изготовленный из металлокерамики, насаженный на вал-коллектор, который опирается на подшипники, запрессованные в корпус привода, и имеет сменный вкладыш из металлокерамики, выполненный с калиброванным отверстием по его оси и технологической заглушкой с гнездом для этого вкладыша. При этом устройство выполнено с возможностью вращения вала-коллектора от потока газа продуктивного пласта с частотой вращения, заданной проходным сечением калиброванного отверстия сменного вкладыша, выполненного с учетом дебита газовой скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода. Сущность изобретения: по способу подготавливают залежь к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Закачивают по меньшей мере один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи. Создают и/или используют по меньшей мере одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь. 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин. Сущность изобретения: способ включает разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Согласно изобретению боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов. При этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T₁, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т ₁ простаивают в течение времени (Т₂-Т₁ ) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т₃-Т₂). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T₁ принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т ₂-Т₁) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т₂ . Момент времени Т ₃ соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком. Согласно изобретению бурят на всю толщину нефтяного пласта нагнетательные и добывающие скважины. В процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности. Осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками. Затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта. При этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта. Осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой. Насос, электродвигатель и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины. Насос установлен под электродвигателем, который снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды. Ниже смесителя над или под пакером дополнительно установлен дожимной насос. Дожимной насос может быть снабжен собственным электродвигателем. В качестве дожимного и/или основного насоса может быть использован центробежный насос, или насос объемного типа, или насос диагонального или осевого типа. Технический результат заключается в смешении воды с попутным газом внутри нагнетательной скважины, что позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности, обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды за счет исключения возможных выбросов газа в атмосферу. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и сокращение объемов попутной воды, снижение затрат на осуществление способа, повышение эффективности разработки в целом, а также достижение интенсификации процесса разработки. Сущность изобретения: способ включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин с выделением характерных участков, различающихся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов. По способу выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов. Длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по аналитическому выражению с учетом расстояния от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, средней пьезопроводности пласта, его проницаемости, пористости, коэффициентов упругости породы и жидкости. Адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков. Затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества. Обеспечивает исключение спада добычи углеводородов и поддержание ее на необходимом уровне. Сущность изобретения: способ включает месторождение углеводородов - нефти и газа, эксплуатационные скважины. Согласно изобретению в отрабатываемое месторождение подают морскую воду через дополнительно пробуренную углубленную скважину до точки кипения в недрах земной коры - «бойлер», с учетом получения из 1 м³ закачиваемой морской воды приблизительно 0,03 кг углеводородов, что является частью нефти из морской воды. То же самое осуществляют и в создаваемом искусственном месторождении. Для этого предусматривают бурение скважин до «бойлера», где через одни скважины закачивают морскую воду, а через другие скважины добывают углеводороды из недр земной коры по мере их накопления. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями с одновременным улучшением режима работы добывающих скважин. Сущность изобретения: способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов характеризуется тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси. При этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора включает закачку первой текучей среды в первую горизонтальную скважину в коллекторе при начальном давлении закачки, при этом первую текучую среду закачивают в первую скважину первым устройством; добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной; непрерывную закачку второй текучей среды в третью скважину, отстоящую в плане от первой скважины и от второй скважины, для вытеснения текучей среды в резервуар в направлении второй скважины до тех пор, пока не установится гидравлическая связь со второй скважиной. продолжая при этом добычу углеводородов из второй скважины; избирательное прекращение закачки в первой скважине, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и продолжение добычи углеводородов из второй скважины после прекращения закачки в первой скважине и продолжение закачки второй текучей среды в третью скважину после прекращения закачки в первой скважине. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 10 ил.