Способ разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки и устройство для его осуществления
METHOD FOR DEVELOPING OIL DEPOSIT ON UNSTEADY CYCLIC PUMPING MODE AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на нефтегазовом месторождении, а именно, как к способам и устройствам для регулирования потока текучих сред во время закачки в пласт, регулируемой разными импульсами закачки, сочетаемые между собой, так и добычи нефти посредством управляемой депрессии, циклически изменяемой во времени.
Известен Способ разработки нефтяной залежи путем создания импульса высокого пластового давления закачкой воды в нагнетательные скважины при остановленных добывающих скважинах на залежи с последующим пуском их в работу при остановленных нагнетательных скважинах, при этом импульс пластового давления создают многократной интенсивной закачкой воды в залежь с заданной продолжительностью периода создания импульса и изменяют пластовое давление, при этом после создания импульса пластового давления осуществляют отбор жидкости добывающими скважинами. (Патент РФ №2176312, Е21В 43/20, оп. 27.11.2001 г.).
Недостатком известного технического решения является то, что на практике очень сложно согласовать приостановку на длительный срок закачки в нагнетательные скважины и еще сложнее остановить добывающие скважины, поскольку это сразу приводит к прямым потерям в добычи нефти. К тому же остановка добывающих насосных скважин часто сопровождается появлением технических проблем, связанных с последующим запуском их в работу и с выводом их на эффективный режим эксплуатации, а длительная остановка насосов на две недели и более способствует снижению МРП и увеличению преждевременных отказов насосов.
Кроме того, данная технология не применима в зимний период, из-за возможности замерзания водоводов, коллекторов, устья скважин, т.е. недостаток известного технического решения заключается в сезонном характере работ.
Известна Установка для закачки жидкости в пласт, включающая нагнетательную скважину с устьевой запорной арматурой, колонну насосно-компрессорных труб. (Патент РФ №34628, Е21В 43/00,20, оп. 10.12.2003 г.).
Недостатком данного технического решения является использование в скважине дополнительного оборудования типа электрического насоса и компенсатора, что значительно усложняет, удорожает закачку и снижает межремонтный период ее работы по причине использования электронасоса.
Также данная установка ограничена в режимах регулирования закачки, которые зависят от характеристик электронасоса.
Наиболее близкими техническими решениями являются:
Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины в циклическом режиме (Патент РФ №2481465, Е21В 43/16, оп. 10.05.2013 г., прототип).
Недостатком известного технического решения является то, что применение одного и того же режима закачки со временем уменьшает эффект от данного циклического режима закачки до нуля, однако кроме выбранного режима не предполагается его изменение со временем. Величина распространения импульса давления в пласте по мере его удаления от скважины постепенно затухает и нивелируется. Мелкие импульсы и короткие во времени охватывают воздействием ближнюю к скважине зону пласта, а длинные и большой амплитуды импульсы затрагивают воздействием удаленные зоны пласта. Поэтому для дальнейшей увеличения нефтеотдачи залежи необходимо постоянно изменять величину и длительность импульса давления агента закачки, режим закачки должен постоянно меняться.
Кроме того данный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь зимой, т.е. имеет сезонный характер поскольку при остановке скважин произойдет замерзание скважин и водоводов, а также не предусмотрен часовой/минутный режим закачки рабочего агента в турбулентном импульсном режиме в пласт в целях обработки и очистки призабойной зоны пласта от кальмотантов..
Установка для закачки жидкости в пласт, включающая трубопровод, снабженный устьевой запорной арматурой, содержащей запорно-перепускное устройство с запорным элементом, нагнетательную скважину, НКТ (Патент РФ №46808, Е21В 43/00, 20, оп. 27.07.2005 г., прототип).
Недостатком данного технического решения является то, что является использование в скважине дополнительного оборудования типа электрического насоса, что значительно усложняет, удорожает закачку и снижает межремонтный период ее работы по причине использования электронасоса. Также данная установка ограничена в режимах регулирования закачки, которые зависят от характеристик электронасоса.
выт
охв
зав
зам
Предлагаемые технические решения устраняют вышеперечисленные недостатки и повышают эффективность добычи нефти из пласта, увеличивая добычу нефти как за счет регулирования потока текучих сред во время закачки в пласт разными циклами закачки, сочетая разные по времени и амплитуде импульсы давления закачки жидкого рабочего агента, так и добычи нефти посредством управляемой депрессии, циклически изменяемой во времени, изменяя размер диаметра пропускного отверстия, объем и давление закачки жидкого рабочего агента и в разрабатываемой залежи углеводородов с заданной скоростью потока рабочего агента путем создания пульсации потоку рабочего агента и импульсность подачи в пласт этого жидкого рабочего агента в состоянии пульсации, управляя потоком рабочего агента при нестационарном заводнении, регулируемыми короткими импульсами в сочетании с длительными импульсами циклической закачки жидкого рабочего агента в пределах заданного коридора в виде диапазона параметров закачки рабочего агента, с возможностью сохранения или не сохранения суточного объема его закачки, в результате чего повышается нефтеотдача пласта (коэффициент извлечения нефти КИН=К⋅К⋅К(К)) за счет интенсификации процессов вытеснения, охвата и заводнения (замещения) нефти жидким рабочим агентом; также заявленные технические решения повышают оперативность контроля и качество мониторинга за процессом дистанционного и онлайн регулирования и контроля закачки и добычи нефти.
Поставленная цель достигается тем, что Способ разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку жидкого рабочего агента в нагнетательные скважины в циклическом режиме с заданными параметрами закачки, при этом циклический режим осуществляют многократным созданием импульса пластового давления посредством сочетания разных по времени и амплитуде импульсов давления закачки жидкого рабочего агента, смену режима закачки жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину осуществляют перемещением в запорно-перепускном устройстве запорного элемента с заданным количеством и размером пропускных отверстий от одного заданного его положения в другое заданное положение, открывая или закрывая при этом заданное пропускное отверстие на заданный интервал времени, перемещение запорного элемента осуществляют посредством управляющего сигнала со станции управления, который подают на привод запорно-перепускного устройства, изменяя положение запорного элемента в нем, а импульсную подачу жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину осуществляют в состоянии пульсации, переходящей в турбулентный режим, созданной в момент открытия пропускного отверстия после выдержки запорно-перепускного устройства в закрытом положении заданный интервал времени, смену режима закачки жидкого рабочего агента осуществляют заменой запорного элемента в запорно-перепускном устройстве с заданным количеством пропускных отверстий и с заданным их размеров, также смену режима закачки рабочего агента осуществляют сменой положения штуцера минимального размера на максимальный запорного элемента с заданными параметрами в запорно-перепускном устройстве без остановки закачки, обеспечивая изменение перепада давления закачки рабочего агента от минимального до максимального, кроме этого смену режима закачки жидкого рабочего агента осуществляют при восстановлении обводненности в реагирующих скважинах до предыдущего значения, переход короткого импульса в длительный импульс осуществляют посредством прекращения подачи жидкого рабочего агента в течение заданного времени и посредством закачки жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину на заданном размере диаметра пропускного отверстия в течение заданного длительного времени и что короткие импульсы представляют собой интервал времени от нескольких минут до нескольких десятков часов.
Установка для разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки включает нагнетательную скважину с устьевой запорной арматурой, включающей запорно-перепускное устройство с запорным элементом и НКТ, она дополнительно снабжена станцией управления, запорно-перепускное устройство дополнительно снабжено приводом, запорный элемент выполнен с возможностью создания импульса пластового давления с заданным количеством пропускных отверстий и с заданным размером диаметра этих пропускных отверстий и с возможностью перемещения в процессе закачки рабочего агента от одного пропускного отверстия до другого, при этом пропускные отверстия выполнены одного или разного размера диаметра, станция управления включает в себя устройство управления, соединенное с приводом, при этом устройство управления представляет собой управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением, а запорный элемент выполнен с возможностью вращения вокруг своей оси, перемещаясь от одного пропускного отверстия до другого, и с возможностью возвратно - поступательного движения, перемещаясь от одного до другого пропускного отверстия, привод представляет собой электропривод или электрогидропривод, при этом электропривод соединен с запорно-перепускным устройством посредством общего вала или соединительным устройством, представляющий собой редуктор или цепную передачу, запорно-перепускное устройство представляет собой задвижку, которая выполнена одноштуцерной или многоштуцерной, устройство управления посредством канала связи снабжено программой дистанционного управления контроллером и управляющим компьютером, управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением программируют дистанционно посредством проводной или беспроводной связи.
На фиг. 1 изображена Установка для разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки, на фиг. 2 изображено сечение А-А на фиг. 1.
Установка для разработки нефтяной залежи на неустановившемся циклическом режиме закачки содержит нагнетательную скважину 1 с устьевой запорной арматурой, включающей запорно-перепускное устройство 2, НКТ 3 и станцию управления 4.
НКТ 3 представляет собой трубу, например, трубу с муфтами или без муфт, участки труб одного или разного диаметра, соединенные между собой, например, переводниками.
Запорно-перепускное устройство 2 снабжено приводом 5 и представляет собой, например, задвижку с запорным элементом 6, при этом задвижка 2 выполнена одноштуцерной или многоштуцерной.
Запорный элемент 6 выполнен с возможностью создания импульса пластового давления с заданным количеством пропускных отверстий 7 и с заданным размером диаметра этих пропускных отверстий 7.
В запорном элементе 6 пропускные отверстия 7 обеспечивают пропуск жидкого рабочего агента с заданными параметрами, при этом пропускные отверстия 7 выполнены одного или разного размера диаметра, а размер диаметра и количество пропускных отверстий 7 зависит от размера запорного элемента 6 и от параметров закачки, в том числе, предполагаемых минимальных и максимальных объемов закачки.
Также запорный элемент 6 выполнен с возможностью перемещения в процессе закачки жидкого рабочего агента от одного пропускного отверстия 7 до другого пропускного отверстия 7, например, путем вращения вокруг своей оси или возвратно - поступательного движения, например, вверх-вниз, обеспечивая открытие или закрытие заданного проходного канала запорно-перепускного устройства 2 в виде пропускного отверстия 7 с заданным размером; с возможностью быстрой замены запорного элемента 6.
Запорный элемент 6 представляет собой, например, диск, сегмент диска, пластину.
Запорно-перепускное устройство 2 установлено, например, на месте центральной и/или угловой задвижки в арматуре скважине и/или на трубопроводе 8 и/или в блоке гребенок/распределителе потока на трубопроводе с жидким рабочим агентом;
Запорно-перепускное устройство 2 в устьевом исполнении может быть установлено совместно с глубинным скважинным оборудованием для закачки жидкого рабочего агента в один или несколько пластов, в т.ч. для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Для установки в запорно-перепускное устройство 2 запорного элемента 6 с заданным количеством пропускных отверстий 7, имеющих заданный размер пропускного диаметра, учитывают не только размер самого запорного элемента 6, но и поставленную задачу по повышению эффективности добычи нефти из пласта, которая зависит, в том числе и:
- от приемистости нагнетательной скважины 1;
- количества и дебита добывающих скважин;
3
3
- от объема компенсации добываемой продукции закачиваемым рабочим агентом, например, если из добывающей скважины или из заданной зоны пласта из нескольких скважин отбирают 230-240 м нефти, то в нагнетательную скважину 1 закачивают для заданной компенсации 230-240 м жидкого рабочего агента, либо выше или ниже этого объема в зависимости от поставленной задачи по повышению эффективности добычи нефти из пласта.
Например, в запорном элементе 6, выполненного в виде диска, расположены восемь пропускных отверстий 7 разного размера диаметра: 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 25 мм.
Для закачки жидкого рабочего агента на минимальном режиме и минимальном объеме для предотвращения замерзания скважины в зимний период в запорно-перепускное устройство 2 дополнительно может быть установлено автоматическое реле, которое осуществляет переключение на минимальный размер диаметра пропускного отверстия 7 вместо перевода скважины в режим закрыто.
Привод 5 представляет собой гидронасос или электропривод, или электрогидропривод, соединенный с запорно-перепускным устройством 2 посредством общего вала или соединительного устройства, например, редуктора или цепной передачи.
Электрогидропривод 5 представляет собой напорный электронасос, соединенный с запорно-перепускным устройством 2 посредством гидравлического канала (на фиг.  не показано), который передает давление от напорного электронасоса на запорно-перепускное устройство 2, перемещая его запорный элемент 6 в различные заданные положения, например, положение «открыто» или положение «закрыто».
Привод 5 соединен со станцией управления 4, например, посредством электрического кабеля.
Станция управления 4 установлена с возможностью подключения к источнику электроэнергии и к приводу 5, например, на запорно-перепускном устройстве 2 или в помещении блока гребенки, или в специальном подготовленном месте: с подогревом, с утеплением и т.п., например, в герметичном ящике, сейфе.
Станция управления 4 представляет собой устройство, обеспечивающее автоматизированное управление работой запорно-перепускного устройства 2, осуществляя автоматический запуск или отключение привода 5, и может быть использована, в том числе, и для управления скважинным оборудованием.
Например, устройство, обеспечивающее автоматизированное управление работой запорно-перепускного устройства 2, представляет собой блок электроники, который включает модем для дистанционной передачи управляющего сигнала на привод 5, устройство управления, соединенное с приводом 5, представляет собой управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением.
Устройство управления посредством канала связи дополнительно снабжено программой дистанционного управления контроллером и управляющим компьютером, при этом управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением программируют дистанционно посредством проводной или беспроводной связи.
Установка дополнительно снабжена, по меньшей мере, одним пакером 9, контрольно-измерительным прибором или приборами 10, в том числе и глубинными измерительными приборами, штуцерами или штуцером 11, расположенным в пропускном отверстии 7.
Пакер 9 предназначен для разобщения пластов друг от друга или пласта от вышележащего интервала и представляет собой разобщающее устройство, например, механическое, гидравлическое, с различным способом установки в скважине.
Контрольно-измерительный прибор 10 представляет собой, например, расходомер, манометр-термометр, и расположен в арматуре и/или в запорно-перепускном устройстве 2, и/или на заданной глубине в скважине и предназначен для контроля за работой нагнетательной скважины 1.
Установка и смена штуцеров 11 обеспечивает изменение параметров потока рабочего агента (давление и скорость потока), а также поддержание заданного циклического (нестационарного) режима закачки жидкого рабочего агента и объема закачки рабочего агента.
Станция управления 4 дополнительно обеспечивает контроль и передачу данных с контрольно-измерительных приборов 10, например, через модем на диспетчерский пункт и др.
Способ осуществляют следующим образом.
Осуществляют отбор нефти через добывающие скважины, закачку жидкого рабочего агента в нагнетательные скважины в циклическом режиме с заданными параметрами закачки.
Для чего в нагнетательную скважину, точнее в эксплуатационную колонну нагнетательной скважины 1, спускают НКТ 3 или НКТ 3 с отсекающим пласт пакером или пакерами 9.
На устье нагнетательной скважины 1 располагают в составе устьевой запорной арматуры запорно-перепускное устройство 2, перекрывающее поток жидкого рабочего агента, с приводом 5.
Жидкий рабочий агент представляет собой, например, воду, щелочь, ПАВ и т.д.
До начала работы Установки заранее задают значения параметров закачки жидкого рабочего агента, предварительно рассчитав их и выставив определенный режим его закачки по заданной программе, учитывающей параметры закачки жидкого рабочего агента:
давления (р), температуры (Тс), скорости потока (Vп), расхода рабочего агента (Q)
и устанавливают соответствующий этим заданным параметрам закачки запорный элемент 6 в запорно-перепускное устройство 2 с заданным количеством пропускных отверстий 7 и с заданным размером диаметра этих пропускных отверстий 7, при этом в случае если пропускных отверстий 7 больше, чем требуется для закачки жидкого рабочего агента, то некоторое количество пропускных отверстий или отверстие 7 предварительно заглушают или дублируют, используя в качестве резервных, оставив только заданное количество пропускных отверстий 7 с заданным размером пропускного диаметра, обеспечивая оставшимися пропускными отверстиями 7 заданный циклический (нестационарный) режим закачки жидкого рабочего агента.
Кроме этого, дополнительно устанавливают в пропускное отверстие 7 штуцер 11 и располагают контрольно-измерительные приборы 10, например, расходомер и два манометра, один до и один после штуцера 11 в запорно-перепускном устройстве 2 для возможности расчета расхода закачки жидкого рабочего агента на каждом штуцере 11 по перепаду давления на штуцере 11 и для контроля суточной закачки жидкого рабочего агента, обеспечивая тем самым контроль за пластовым давлением на заданном уровне, что необходимо для расчета компенсации отборов закачкой.
Также до начала работы Установки в программное обеспечение станции управления 4, например, управляющего контроллера, заранее вводят параметры заданного циклического (нестационарного) режима закачки жидкого рабочего агента в виде заданных значений параметров закачки: начала и прекращения закачки жидкого рабочего агента; параметры давления (р), температуры (Тс), скорости потока (Vп), расхода рабочего агента (Q) и др.
Заданный нестационарный (циклический) режим закачки жидкого рабочего агента регулируют, в том числе дистанционно регулируют и время прекращения закачки.
Перед закачкой предварительно определяют значение минимального давления закачки жидкого рабочего агента, при котором начинает принимать пласт, и максимальное значение давления, при котором пласт больше не принимает, если пласт поглощающий, то осуществляют только регулирование объемами закачки.
При выборе параметров циклического режима закачки жидкого рабочего агента, например, время открытия или закрытия заданного пропускного отверстия 7, количество и размер диаметра этих пропускных отверстий 7 учитывают следующее:
- обеспечение максимального перепада давления, точнее величины импульса давления для интенсивного воздействия на поровое пространство пород пласта,
- количество переключений циклов режима закачки рабочего агента - количество (частота) импульсов давления в заданный период времени;
- обеспечение суточного объема закачки жидкого рабочего агента в нагнетательной скважине 1, соответствующего компенсации отборов нефти по добывающим скважинам в соответствии с ГТМ.
Перед циклической закачкой жидкого рабочего агента закрывают нагнетательную скважину 1 и выдерживают ее в закрытом состоянии несколько минут, например, в течение 10 минут, в зимний период, время может быть сокращено, при этом, возможно, при очень низких температурах, что скважина может и не закрываться, а переведена в режим закачки на минимальном размере диаметра пропускного отверстия 7, обеспечивая слив незначительного объема жидкого рабочего агента в течение заданного времени для предотвращения замерзания.
После чего нагнетательную скважину 1 открывают и запускают привод 5 в работу.
Для чего со станции управления 4 подают управляющий сигнал на привод 5 запорно-перепускного устройства 2, который многократно запускает привод 5 в работу, и, соответственно, многократно перемещает запорный элемент 6, многократно изменяя его положение в запорно-перепускном устройстве 2 на открыто или закрыто для заданного пропускного отверстия 7 с заданным размером диаметра на заданное время, регулируя тем самым циклический режим закачки жидкого рабочего агента и обеспечивая заданные значения параметров закачки жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину 1.
В пласт нагнетательной скважины 1 начинает поступать жидкий рабочий агент в циклическом режиме закачки по заданной программе.
Циклический режим с заданными параметрами закачки осуществляют многократным созданием импульса пластового давления посредством сочетания разных по времени и амплитуде импульсов давления закачки жидкого рабочего агента, создавая многократные периодические прерывания (импульсы) закачки жидкого рабочего агента на заданный промежуток времени в сочетании с многократным запуском закачки жидкого рабочего агента с заданным давлением, объемом и временем.
Созданные импульсы закачки жидкого рабочего агента за счет прерывания с заданным временем и последующего запуска скважины под закачку сопровождаются его пульсацией в моменты начала закачки, вследствие чего происходит изменение скорости потока рабочего агента и, соответственно, пульсация потока рабочего агента, достигая, в т.ч. режима его турбулентности в скважине до момента вхождения в пласт, что оказывает максимальное вибровоздействие на интервал перфорации пласта.
Длительность коротких импульсов закачки укладывается в интервал времени от нескольких минут до нескольких десятков часов, многократная повторяемость их обеспечивает максимальное высокочастотное воздействие на интервал перфорации, ПЗП и близлежащие зоны пласта до 30-100 м с максимальными перепадами давления, способствуя изменению градиентов давления потока закачиваемого жидкого рабочего агента в пласт и вовлечению в разработку дополнительных ранее не вовлеченных запасов нефти. Длительные импульсы по времени от более суток повышают зону проникновения и дренирования пласта, увеличивая тем самым эффективность дренирования нефти в пласте.
Смену режима закачки рабочего агента в нагнетательную скважину 1 осуществляют перемещением в запорно-перепускном устройстве 2 запорного элемента 6 с заданным количеством и размером пропускных отверстий 7 от одного заданного его положения в другое заданное положение, открывая или закрывая при этом заданное пропускное отверстие 7 на заданный интервал времени.
Кроме того, смену режима закачки жидкого рабочего агента осуществляют
- заменой запорного элемента 6 в запорно-перепускном устройстве 2 с заданным количеством пропускных отверстий 7 и с заданным их размеров.
- сменой положения пропускного отверстия 7 минимального размера на максимальный размер запорного элемента с заданными параметрами в запорно-перепускном устройстве без остановки закачки, обеспечивая изменение перепада давления закачки жидкого рабочего агента от минимального до максимального.
Переход короткого импульса в длительный импульс осуществляют посредством закачки жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину на заданном размере диаметра пропускного отверстия в течение заданного длительного времени.
Переход режима закачки жидкого рабочего агента с короткими импульсами в режим закачки с длинными импульсами и наоборот возможен с остановкой подачи жидкого рабочего агента во времени равном нескольким минутам или посредством закачки, точнее слива, жидкого рабочего агента на минимальном размере диаметра пропускного отверстия 7 в течение заданного времени для предотвращения его замерзания в зимний период.
Например, переход одного режима или цикла закачки с короткими или длинными импульсами в режим (цикл) с короткими или длинными с целью разделения режимов (циклов) осуществляют посредством прекращения подачи жидкого рабочего агента во времени равном, например, 10 минутам и более в зависимости от поставленной задачи и ГТМ.
В процессе цикла запорный элемент 6 многократно перемещают от заданного исходного состояния к заданному исходному состоянию, например, вращение диска 6 за один оборот, и время цикла задают скоростью перемещения запорного элемента 6, например, время вращение диска 6 за один оборот.
Многократные перемещения запорного элемента 6 от первого пропускного отверстия 7 и затем к последнему пропускному отверстию 7, например, через положения закрыто, обеспечивают импульсное поступление жидкого рабочего агента в нагнетательную скважину 1 в состоянии пульсации в заданном циклическом режиме.
Положение «закрыто» для запорно-перепускного устройства 2 или закачка жидкого рабочего агента в зимний период на минимальном размере диаметра пропускного отверстия 7 в течение заданного времени циклического режима позволяет максимально увеличить импульс давления потока рабочего агента, создавая максимальный перепад давления в процессе запуска Установки и, соответственно, скорость истечения жидкого рабочего агента закачки до режима турбулентности до момента вхождения в пласт, что значительно повышает пульсацию потока рабочего агента и соответственно, обеспечивает вибрационное воздействие на ПЗП (призабойную зону пласта) нагнетательной скважины. Дойдя до пласта поток рабочего агента в состоянии пульсации импульсами входит в пласт и, одновременно оказывает импульсное вибровоздействие на интервал перфорации, призабойную зону пласта и далее увеличивает интенсивность дренирования удаленных зон пласта, что в конечном итоге повышает эффективность добычи нефти из добывающего пласта.
Пульсирующий и нестационарный характер изменения давления потока рабочего агента усиливает в пласте все процессы энерго-массопереноса, в т.ч. увеличивают движения и перетоки пластовых флюидов из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые коллекторы, из зон высокого давления в зоны низкого давления, интенсифицирует капиллярную пропитку и т.п., что в свою очередь позволяет увеличить эффективность вытеснения нефти жидким рабочим агентом.
Периодическое прекращение или закачка жидкого рабочего агента на заданном размере диаметра пропускного отверстия 7, например, минимальном, и импульсное возобновление закачки жидкого рабочего агента дополнительно благотворно влияет на повышение продуктивности добывающих скважин, снижение их обводненности и повышение, в конечном итоге, конечной нефтеотдачи пласта.
Физический смысл нестационарного (циклического) заводнения определяют «изменением упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетания жидкого рабочего агента», что создает внутри пласта нестационарные перепады давления и перетоки жидкости между слоями разной проницаемости. Это способствует перераспределению жидкости в пласте за счет капиллярных сил. При этом наибольший эффект от применения нестационарного заводнения наблюдается в неоднородных продуктивных коллекторах.
Периодическое изменение по величине и направлению перепадов давления в пропластках различной проницаемости приводит к проникновению закачиваемого жидкого рабочего агента в зоны продуктивного пласта, неохваченные обычной закачкой, то есть в застойные нефтяные зоны. Все это способствует расширению границ вытеснения по толщине и простиранию продуктивных пластов. Таким образом, вовлекают в разработку запасы нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев, зон и блоков, что ведет к снижению обводненности в добывающих скважинах.
При этом для осуществления нестационарного заводнения (циклического режима закачки) с использованием заявленных технических решений не требует значительных изменений, которые заключаются, например, лишь в смене уже установленных запорно-перепускных устройств 2, например, в блоке гребенок (БГ), на заявленное запорно-перепускное устройство 2 запорным элементом 6, например, дисковую многопозиционную задвижку ДМЗ с электроприводом 5 управляемую дистанционно или программно.
Все это позволяет избежать, том числе и ручной труд по переключению, сформировать программно оптимальный режим закачки, дренирования пласта и тем самым повысить эффективность добычи нефти из пласта.
Повышение эффективности добычи нефти из пласта при импульсном воздействии осуществляют, в том числе:
- за счет увеличения коэффициента охвата пласта заводнением в процессе внедрения нагнетаемого агента-воды в малопроницаемые породы-коллекторы,
- также за счет интенсификации процесса противоточной капиллярной пропитки и дренирования нефтенасыщенных застойных зон пласта, вследствие увеличения скорости движения жидкости и увеличения перепада давления, а также избыточного давления нагнетания в пласте происходит усиление капиллярного вытеснения углеводородов агентом закачки из малопроницаемых коллекторов в обводненные высокопроницаемые прослои.
При постоянном поддержании неустановившегося режима закачки изменения объема и давления закачки жидкого рабочего агента в разрабатываемой залежи углеводородов создает технологические условия поддержания неустановившегося пластового давления, которое способствует увеличению глубины капиллярной пропитки, соответственно, дополнительному охвату застойных и ранее неохваченных зон заводнением.
Например, предусмотренные программой автоматические многократные изменения положения в процессе перемещения запорного элемента 6: «открыто-закрыто или частично открыто» на заданном пропускном отверстии 7 позволяют на постоянной основе поддерживать в пласте неустановившееся постоянно меняющееся в заданных пределах пластовое давление, которое способствует увеличению интенсивности и глубине капиллярной пропитки, а следовательно, дополнительному охвату залежи заводнением и повышению нефтеотдачи.
Создание пульсационного циклического режима закачки жидкого рабочего агента с применением и цикла с короткими импульсами (не длительных во времени, точнее не более нескольких часов-минут до суток) закачки рабочего агента в пределах заданного коридора - диапазона параметров закачки жидкого рабочего агента, сохраняя суточный заданный объем закачки, позволяет, в том числе, не кальмотировать или очищать ПЗП.
Значительно оптимизировать и интенсифицировать процесс регулирования циклическим неустановившимся режимом закачки жидкого рабочего агента позволяет
установка различного времени на переключение с одного пропускного отверстия 7 на другой с возможностью дистанционного изменения реле времени программы работы запорно-перепускного устройства 2;
регистрация показаний контрольно - измерительных приборов 10 до и после запорно-перепускного устройства 2, а так же, например, положения штуцера 11 в пропускном отверстии 7;
снятие показаний в онлайновом режиме с контрольно измерительных приборов 10, задавая программы управления запорно-перепускным устройством 2 дистанционно, например, очередность установки штуцеров 11 или закрытого состояния, а так же задание таймеров 10, времени работы циклов, посредством программного обеспечения исследовательского комплекса ИСДК и передачей данных управления через модем или другому каналу связи;
подключение к существующей системе визуализации месторождения, например, системе SCADA);
использование запорно-перепускного устройства 2 в сочетании с установкой глубинных приборов 10 в нагнетательной скважине 1, что значительно повышает информативность и эффективность проведения циклической закачки.
При циклическом неустановившемся режиме закачки жидкого рабочего агента выдерживают ограничения, например:
1) перепад давления - максимальный, если возможно, в поглощающей скважине максимальный максимальный объем закачки, для обеспечения более интенсивного воздействия на поровое пространство пород пласта, в особенности на его низкопроницаемую часть коллектора;
2) количество переключений режимов, циклов закачки - количество импульсов давления для интенсификации процесса дренирования ближней и призабойной зоны пласта - максимальный;
3) заданные границы изменения коэффициента компенсации отборов закачкой, для предотвращения чрезмерного понижения или повышения пластового давления.
Поскольку наиболее короткие во времени импульсы закачки быстро затухают в ближней зоне пласта, и максимальное воздействие они оказывают на ближнюю зону пласта, а более длительные импульсы по времени с максимальными перепадами давления имеют более дальнее проникновение и, соответственно, оказывают максимальное воздействие до контура зоны затухания, то используют сочетание циклов с короткими импульсами и с длительными импульсами во времени.
В целом частота и длительность импульсов определяет дальность проникновения и воздействие импульсов жидкого рабочего агента на нефтесодержащую породу пластов.
Непродолжительные по времени (короткие) импульсы давления закачки обеспечивают более глубокую очистку от кальмотанта ПЗП и при этом очень быстро происходит затухание импульса уже на небольшом расстоянии, с повышением длительности импульса и с увеличением объема закачки увеличивается зона проникновения импульса давления в пласт, что в конечном итоге повышает коэффициент извлечения нефти.
За счет применения нестационарного (циклического) заводнения на разных циклах закачки: сочетание цикла с короткими импульсами (не длительных во времени, точнее не более нескольких часов-минут до суток) с циклом с длительными импульсами во времени - импульсами давления закачки, учитывая, что временные интервалы воздействия могут быть постоянными или разными во времени, обеспечивают воздействие с учетом затухания импульса в пласте на разные зоны нефтесодержащего пласта: ближние и удаленные.
Заявленные технические решения впервые используют циклы с короткими импульсами продолжительностью от нескольких минут до нескольких десятков часов - до суток, обеспечивая максимальное высокочастотное воздействие на ПЗП и близлежащие зоны пласта до 30-100 м с максимальными перепадами давления, объемами закачки, способствуя изменению градиентов давления потока закачиваемого рабочего агента в пласт и вовлечению в разработку дополнительных ранее не вовлеченных запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов, тем самым повышая эффективность добычи нефти из пласта, при этом используют циклы с короткими импульсами в сочетание с циклами длительных импульсов.
Очень длительные периоды работы нагнетательных скважин в рамках одного режима закачки фактически сводят к нулю усилия по нестационарному (циклическому) заводнению, поэтому, например, в случае прекращения эффекта от заданного режима закачки на заданном штуцере, необходимо менять режим циклической закачки во времени, например, с другим пропускным отверстием 7, для обеспечения изменения давления и объемов закачки, что будет способствовать изменению перепадов давления и перераспределению потоков в пласте.
Как показали исследования после изменения режима циклической закачки (размера диаметра пропускного отверстия, давления, объема) наблюдается разное по длительности снижение обводненности в реагирующих скважинах, которое через некоторое время восстанавливается до предыдущего значения, что является сигналом для дальнейшего изменения режима циклической закачки.
В связи с чем, смену режима закачки жидкого рабочего агента также осуществляют при восстановлении обводненности в реагирующих скважинах до предыдущего значения.
Нестационарное (циклическое) заводнение можно проводить в любое время года.
Пример 1.
В нагнетательную скважину 1 с одним пластом спускают НКТ 3 с пакером 8, отсекающим пласт от вышележащих интервалов.
На устье располагают устьевое оборудование с запорно-перепускным устройством 2 в виде дистанционно-управляемой дисковой многоштуцерной задвижки ДМЗ с приводом 5.
До начала работы Установки задают значения параметров циклического режима закачки жидкого рабочего агента в виде воды:
давление закачки 120 атм,
объем закачки 200 м3/сут.
Необходимо обеспечить:
очистку призабойной зоны и увеличить приемистость скважины с восстановлением до начальных значений закачки (приемистости) до 260 м3/сут.
Для обеспечения данных параметров циклического режима закачки устанавливают диск шибера револьверного типа 6 в дисковую задвижку ДМЗ 2, в которой расположены восемь пропускных отверстий 7 с размером диаметра = 3, 4, 5, 6, 8, 10, 12, 25 мм, при этом предварительно заглушают четыре пропускных отверстия 7 с размером диаметра = 4, 6, 8, 12 мм, оставив четыре крайних пропускных отверстия 7 с размером диаметра = 3, 5, 10, 25 мм.
Оставшиеся пропускные отверстия 7 обеспечивают заданные значения параметров закачки воды.
Перед началом закачки воды в теплое время года закрывают нагнетательную скважину 1 и выдерживают ее в закрытом состоянии в течение 10 минут.
Затем запускают в работу привод 5 и в пласт нагнетательной скважины 1 и поступает вода в циклическом режиме по заданной программе.
Цикл осуществляют многократным вращением диска шибера револьверного типа 6 за один оборот, а именно от первого пропускного отверстия 7 с размером диаметра = 3 мм, затем через положение закрыто к пропускному отверстию 7 с размером диаметра = 5 мм и т.д. и до последнего пропускного отверстия 7 с размером 25 мм, при этом
1 цикл с короткими импульсами: - короткий импульс, продолжительностью 30 минут на каждом пропускном отверстии 7, повтор 50 импульсов подряд -
вода поступает в нагнетательную скважину 1 через пропускное отверстие 7 с размером диаметра = 3мм, далее 5 мм; потом 10 мм и последовательно 25 мм, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
2 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 12 часов на каждом пропускном отверстии 7, повтор 6 импульсов подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра = 3 мм затем 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
3 цикл с короткими импульсами: - короткий импульс, продолжительностью 30 минут на каждом пропускном отверстии 7, повтор 25 импульсов подряд
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3 мм затем 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
4 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 18 часов на каждом пропускном отверстие 7, повтор 2 импульса подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 5 мм затем 10 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
5 цикл с короткими импульсами: - короткий импульс, продолжительностью 60 минут на каждом пропускном отверстии 7, повтор 12 циклов подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного
отверстия 7 с размером диаметра 3, 5, 10, 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
6 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 48 часов на каждом пропускном отверстии 7, повтор 2 импульса подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3 мм затем 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
7 цикл с короткими импульсами: - короткий импульс, продолжительностью 60 минут на каждом пропускном отверстии 7, повтор 12 импульсов подряд
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3, 5, 10, 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
поскольку приемистость восстановилась до первоначального значения до 260 м3/сут, поэтому в повторении коротких циклов в дальнейшем отпала необходимость (в случае снижения приемистости можно короткие циклы еще раз повторить);
8 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 96 часов на каждом пропускном отверстии 7, повтор 2 импульса подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3 мм затем 25 мм и вода поступает в
пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
9 цикл с короткими импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 120 часов на каждом пропускном отверстии 7, повтор 2 импульса подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3 мм затем 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1, затем прекращение подачи рабочего агента в скважину;
10 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 144 часов на каждом пропускном отверстии 7, повтор 2 импульса подряд -
после прекращения подачи рабочего агента диск шибера револьверного типа 6 вращают до положения открыто для пропускного отверстия 7 с размером диаметра 3 мм затем 25 мм и вода поступает в пласт нагнетательной скважины 1;
Переход одного цикла в другой осуществляют прекращением подачи рабочего агента во времени - между циклами прекращение подачи рабочего агента во времени составляет 10 минут, при этом положение диска шибера револьверного типа 6 закрыто в течение 10 минут, вода не поступает в нагнетательную скважину 1 и, соответственно, не поступает в пласт.
Циклическое воздействие на пласт закончилось - обеспечена поставленная задача посредством нестационарного воздействия закачки на ПЗП:
очистка ПЗП происходила в течение коротких циклов за счет частых изменений перепадов давлений и объемов закачки и увеличение на 30% с восстановлением приемистости скважины до начального значения до 260 м3/сут, поэтому в повторении циклов с короткими импульсами в дальнейшем отпала необходимость (в случае снижения приемистости можно короткие циклы еще раз повторить;
каждый цикл с длительными импульсами мониторился и определялась его эффективность по реагированию добывающих скважин по снижению обводненности продукции.
Наиболее эффективными были наиболее длительные пятисуточные импульсы (120 и 144 часовые). Возможно имеет смысл еще повторить самые длительные импульсы и даже увеличить их продолжительность.
Пример 2.
В нагнетательную скважину 1 с двумя пластами спустили установку, включающую НКТ 3, два пакера 9 и контрольно-измерительные приборы 10 в составе подземной компоновки, включающей также два клапана с манометрами 10 (далее по тексту - «глубинный клапан») с онлайновой передачей данных по одному на каждый пласт.
На устье располагают устьевое оборудование с запорно-перепускным устройством 2 с приводом 5 и станцию управления 4.
До начала работы Установки задают значения параметров закачки рабочего агента в виде технической воды от водовода
с давлением 210 атм.,
приемистость скважины 400 м3/сут (200 м3/сут верхний и 200 м3/сут нижний пласт).
Необходимо обеспечить: увеличить приемистость двух пластов скважины.
Для обеспечения данных параметров устанавливают запорный элемент 6 в виде пластины с двумя пропускными отверстиями 7 с размером 3 мм и 25 мм, чтобы обеспечить максимальный перепад давления и наиболее «жесткое» интенсивное воздействие на пласт.
В пропускные отверстия 7 установлены штуцеры 11 с размером 3 мм и 25 мм.
В процессе закачки на каждом штуцере 11 замеряют расход и давление закачки технической воды в режиме реального времени для облегчения контроля закачки, что необходимо для изменения программы регулирования закачки, в случае значительного увеличения или уменьшения приемистости пластов в процессе закачки.
Информация с глубинных клапанов 10 поступает для обработки на станцию управления 4.
Процесс закачки технической воды в нагнетательную скважину 1 с двумя пластами осуществляют, например, сначала на верхний пласт, при этом глубинный клапан 10 на нижний пласт в положении закрыто, а потом на нижний пласт, при этом глубинный клапан 10 на верхний пласт в положении закрыто.
Цикл закачки технической воды начинают с того, что закрывают нагнетательную скважину 1 и выдерживают ее в закрытом состоянии в течение 40 минут (в зимний период, время может быть сокращено).
Затем запускают в работу привод 5 и техническая вода в циклическом режиме по заданной программе поступает в верхний пласт нагнетательной скважины 1, затем в нижний.
Цикл осуществляют многократным перемещением пластины 6 с двумя пропускными отверстиями 7 вверх-вниз, а именно от верхнего пропускного отверстия 7 с размером диаметра = 3 мм к нижнему пропускному отверстию 7 с размером диаметра = 25 мм через положение запорно-перепускного устройства 2 закрыто, при этом
1 цикл с короткими импульсами: - короткий импульс, продолжительностью 60 минут и по 30 минут на каждом штуцере 11, повтор 10 циклов подряд
последовательно на верхний и потом на нижний пласты, такая мелкая цикличность с максимальным количеством переключений предназначена для увеличения приемистости скважины путем декольматации и очистки призабойной зоны пласта.
2 цикл с длительными импульсами: - длительный импульс, продолжительностью 20 часов по 10 часов на каждом штуцере 11, повторяем по 2 цикла подряд
с возможностью увеличения до нескольких суток на каждый пласт для увеличения глубины проникновения импульса.
Короткий и длительный импульсы создают режимы пульсирующей закачки.
Короткий и длительный импульсы попеременно сочетают для постоянного изменения давления в пласте, которое создает условия для нестационарного заводнения пластов.
Оптимальный период циклической закачки и длительность периодов закачки скважин на заданных 11 подбирают индивидуально для каждой скважины или групп нагнетательных скважин 1, которые со временем меняются в зависимости от их геолого-технологических параметров. При этом управляющий компьютер или управляющий контроллер с программным обеспечением программируют и перепрограммируют дистанционно посредством проводной или беспроводной связи для более полного учета изменившихся геолого-технических особенностей пласта.
Использование глубинных и устьевых приборов 10 необходимо для проведения тщательного онлайн контроля за циклической закачкой с применением геофизических и гидродинамических методов обработки данных.
Следует отметить, что данные циклические режимы не являются вечными, их нужно постоянно видоизменять, поскольку эффективность работы на данном режиме не продолжительна и после снижения обводненности в добывающих скважинах через некоторое время обводненность восстанавливается до первоначальных или потом достигает более высоких значений обводненности, что требует перевод нагнетательных скважин 1 на другой режим циклической закачки для смены фильтрационных потоков и очередного снижения обводненности в добывающих скважинах.
Циклическую закачку с применением многоштуцерных запорно-перепускных устройств для нестационарного постоянно меняющегося распределения поля давления в пласте можно проводить непрерывно в течение всего срока эксплуатации скважин месторождения.
Дистанционное управление закачки группы нагнетательных скважин в режиме нестационарного заводнения способствует более глубокому изменению фильтрационных потоков в пластах и является наиболее экономичным и простым методом увеличения охвата пластов закачкой. Увеличение степени воздействия на ПЗП методом мелких циклов способствует повышению охвата заводнением по вертикале в разрезе вскрытого пласта скважины и увеличению приемистости.
Использование многоштуцерных дистанционно управляемых запорно-перепускных устройств значительно облегчает процесс управления разработкой залежи методом поддержания пластового давления на заданном уровне в течение заданного периода времени, а также периодические и циклические повышения и снижения в пределах заданных уровней пластового давления для интенсификации перетоков и изменения направлений фильтрационных потоков в пластах. При этом прирост добычи происходит за счет перераспределения и замещения жидким рабочим агентом нефти в пласте в процессе противоточной капиллярной пропитки и увеличения дренирования залежи.
Сочетание высоких и низких давлений закачки в процессе перевода с одного на другое пропускное отверстие создают условия циклического импульсного режима закачки, когда периодически значительно увеличиваются скорости движения жидкости в пласте и усиливается капиллярное вытеснение нефти водой, что способствует повышению коэффициента вытеснения и охвата заводнением неоднородных пород-коллекторов. Чем длиннее и амплитуднее импульс (длиннее цикл), тем дальше импульс проникает в пласт и тем больше объем пород он охватывает воздействием и сильнее дренируется пласт в наиболее удаленной зоне. Короткие и непродолжительные импульсы в цикле из-за быстрого затухания оказывают воздействие на небольшое околоскважинное пространство и обычно применяются для очистки ПЗП.
Циклическое воздействие в сочетании циклов с разными (короткими и длительными) импульсами давлений и объемов закачки жидкого рабочего агента способствует усилению интенсивности дренирования залежи, повышению эффективности использования закаченной воды и увеличению дополнительной добычи в добывающих скважинах за счет снижения их обводненности - этим обеспечена поставленная задача применения многоштуцерных дистанционно и программно управляемых задвижек с большим количеством переключений для регулирования нестационарного заводнения пластов, что позволяет увеличить нефтедобычу.
Заявленные технические решения повышают эффективность добычи нефти из пласта за счет циклического воздействия сочетающего разные по продолжительности во времени и по амплитуде импульсы давления и объемы закачки, которое:
увеличивает дренирование залежи, снижает обводненность и повышает приток нефти в добывающих скважинах, и соответственно,
повышает интенсивность импульсного режима воздействия и пульсирующей закачки на пласт (повышение нефтеотдачи) посредством повышения эффективности заводнения нефти рабочим агентом;
повышает охват пласта вытеснением в разрезе и по площади залежи за счет управления потоком рабочего агента, осуществляя подачу - закачку рабочего агента регулируемыми циклами с коротким импульсами (не продолжительными во времени до суток) в сочетании с циклами длинных импульсов (продолжительными во времени от суток и более);
повышает оперативность контроля и мониторинг за режимом закачкой рабочего агента и добычей нефти для оперативного изменения циклического режима при восстановлении или увеличении обводненности продукции в добывающих скважинах,
изменяя параметры пропускного отверстия, объема и давления закачки рабочего агента от максимальных кратковременных перепадов и объемов закачки между короткими и длинными импульсами и наоборот и дополнительно в сочетании с кратковременным прекращением подачи жидкого рабочего агента в скважину или с кратковременной подачей жидкого рабочего агента в скважину на минимальном размере пропускного отверстия от нескольких минут до часа, изменяя и периодически увеличивая скорость и объем потока рабочего агента для усиления процесса вытеснения нефти им.
Кроме того, предлагаемые технические решения:
позволяют регулировать поток текучих сред в пределах заданного диапазона параметров закачки жидкого рабочего агента в ходе мелко циклической закачки, в том числе сохраняя суточный объем закачки, для предотвращения падения давления в зоне отборов нефти ниже критических значений и, соответственно, дебитов жидкости в реагирующих добывающих скважинах;
позволяют осуществлять добычу нефти посредством управляемой депрессии, циклически изменяемой во времени, регулируемой короткими и длительными импульсами цикла закачки,
повышают оптимизацию и интенсификацию процесса регулирования циклическим режимом закачки жидкого рабочего агента посредством установления различного времени на переключение с одного пропускного отверстия на другое с возможностью дистанционного изменения параметров реле времени программы работы запорно-перепускного устройства, в том числе срабатыванию реле по температуре в зимний период времени и автоматически переключать с положения закрыто запорно-перепускного устройства на минимальный размер диаметра пропускного отверстия, для предотвращения замерзания;
регистрации показаний контрольно-измерительных приборов до и после запорно-перепускного устройства, а так же, например, положения штуцера в пропускном отверстии;
снятия показаний в онлайновом режиме с измерительных приборов, задавая программы управления запорно-перепускным устройством в зависимости от текущих Р и Т параметров и дистанционно, например, очередность установки штуцеров или закрытого состояния, а так же задание таймеров времени работы циклов, посредством программного обеспечения исследовательского комплекса ИСДК с передачей по модему GSM или другому виду связи; подключение к существующей системе визуализации месторождения по типу система SCADA;
использования запорно-перепускного устройства в сочетании с установкой глубинных и устьевых приборов в нагнетательной и реагирующих добывающих скважинах, что значительно повысит информативность и эффективность циклической закачки, все это может также дополнительно обеспечить:
проведение отборов и исследование проб пластовых флюидов в реагирующих добывающих скважинах,
замеры промыслово-геофизическими методами пластового давления, температуры и других параметров в каждом цикле закачки.