Патенты автора Ахметгареев Вадим Валерьевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, эксплуатационный объект которых представлен по меньшей мере двумя продуктивными пластами, совпадающими полностью или частично в структурном плане, либо является слоистым. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи, коллектор которой состоит по меньшей мере из двух продуктивных пластов, совпадающих полностью или частично в структурном плане, или является слоистым, проектирование и проведение гидроразрыва пласта, пуск скважин в работу, отбор продукции пластов добывающими скважинами. Согласно изобретению подбирают залежь, в которой прослои неколлектора, разделяющие продуктивные пласты, составляют толщину не более 50 м, после бурения каждую скважину перфорируют напротив одного из пластов, отрабатывают, пока обводненность продукции не достигнет по меньшей мере 5%, затем проводят микробиологический анализ ДНК бактерий в добываемой жидкости каждой скважины, при отличии набора ДНК бактерий одного пласта от другого в соседних скважинах более чем на 5% в скважинах проводят гидроразрыв пласта таким образом, чтобы создать связь между пластами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации добывающих нефтяных скважин с оборудованием для двухлифтовой одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Способ включает одновременно-раздельную эксплуатацию двух пластов через одну скважину насосами, размещёнными на двух параллельных колоннах насосно-компрессорных труб с использованием двух канатов, прикрепленных к общей траверсе. Используют двухлифтовую систему одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, в качестве наземного привода применяют станок-качалку или цепной привод, в которых две канатные подвески от преобразующего редуцирующего механизма в цепном приводе перекидывают через канатный шкив, либо канаты прикрепляют к головке балансира станка-качалки, после чего к канатам крепят двойную траверсу длиной 350-450 мм, шириной 120-180 мм и высотой 60-70 мм, имеющей четыре сплошных отверстия, расположенных в одну линию вдоль большей оси траверсы. Два отверстия являются наружными с диаметром 30-40 мм и предназначены для крепления к двум канатам, два других отверстия с диаметром 35-40 мм расположены с внутренней стороны траверсы и предназначены для крепления к двум полированным штокам. Расстояние между внутренними отверстиями выполняют 90-110 мм, каждый из штоков с соответствующей насосно-компрессорной трубой и штанговым глубинным насосом регулируют и настраивают на работу на один из двух пластов, после чего скважину пускают в эксплуатацию. Обеспечивается повышение эффективности эксплуатации скважины с двухлифтовым ОРЭ, повышается надежность. 1 табл., 2 ил.

Заявлен способ разработки нефтяных залежей системой вертикальных и горизонтальных скважин. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Способ включает последовательное разбуривание залежи вертикальными, наклонно-направленными и горизонтальными скважинами по сетке. Применение оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, отбор продукции из скважин. Сетку скважин формируют из элементов, каждый элемент состоит из одной центральной вертикальной или наклонно-направленной добывающей скважины, от которой в радиусе R1=S=250-500 м размещают шесть точек с расстоянием S между собой - точки входа в пласт скважин I ряда. Затем от центральной скважины размещают контур окружности радиусом R2=2S, в местах пересечений данного контура окружности R2 с контурами окружностей радиусом S от точек входа в пласт скважин I ряда получают точки забоя скважин I ряда, соединяя соответствующие точки входа в пласт и точки забоя скважин I ряда получают шесть горизонтальных добывающих скважин I ряда длинами S стволов. От центральной скважины к точкам, полученным на пересечении окружностей, построенных от точек входа в пласт скважин I ряда, проводят в радиальном направлении линии. В местах пересечения данных линий с контуром окружности R2 получают расположение точек входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин II ряда. От центральной скважины размещают контур окружности радиусом R3=3S проводят проекцию направлений стволов горизонтальных скважин I ряда до контура окружности R3 и получают точки пересечения, на которых в свою очередь очерчивают контуры радиусом S и в местах пересечений данных контуров окружностей радиусом S c контуром окружности R3 получают точки, наиболее близко расположенные из которых соединяют, и получают шесть горизонтальных добывающих скважин III ряда длинами S стволов. В местах пересечения проекций направлений стволов горизонтальных скважин III ряда получают точки входа в пласт шести вертикальных и/или наклонно-направленных нагнетательных скважин III ряда. В соответствии с полученной схемой элемента бурят центральную скважину и все скважины I, II и III рядов. Аналогичным образом на залежи бурят остальные элементы, причем III ряд скважин каждого элемента является общим для смежных элементов. 10 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов сверхвязкой нефти методом парогравитационного воздействия. Техническим результатом является повышение охвата и коэффициента нефтеизвлечения пласта за счет равномерного прогрева пласта вдоль пары скважин посредством использования перемещаемого паропровода. Предложен способ разработки пласта сверхвязкой нефти равномерным парогравитационным воздействием, включающий бурение и обустройство пары параллельно расположенных горизонтальных скважин, где горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины, спуск в горизонтальные стволы скважин обсадных колонн, цементирование затрубного пространства, перфорацию, закачку пара в нагнетательную скважину и равномерный прогрев паровой камеры за счет регулируемой закачки пара и изменения зон прогрева с учетом полученных в процессе паронагнетания термограмм, отбор продукции из добывающей скважины. При этом заколонное пространство по всей длине горизонтального ствола нагнетательной скважины через перфорационные отверстия в обсадной колонне дискретно изолируют локальным размещением в нем термостойкого тампонажного материала, тем самым горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят на интервалы по 20-100 м. В нагнетательную скважину спускают гибкий трубный паропровод, башмак которого оборудуют пакерами для предотвращения выхода пара в пространство скважины за пакерами и за интервалы ствола, между пакерами размещают перфорированный патрубок для закачки пара в пласт. Причем перфорированный патрубок выполняют длиной, не превышающей расстояние между интервалами ствола. Закачку пара в нагнетательную скважину и равномерность прогрева паровой камеры регулируют путем перемещения в обсадной колонне вдоль горизонтального ствола башмака указанного трубного паропровода с перфорированным патрубком со скоростью 0,1-1 м/с и остановкой между интервалами на время прогрева 6-48 ч. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной низкопроницаемой нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением газлифтного способа эксплуатации. Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи включает бурение на залежи горизонтальных скважин – ГС, цементирование горизонтальных стволов между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из ГС. Подбирают залежь, состоящую из двух пластов, совпадающих в структурном плане, причем верхний пласт является чисто нефтенасыщенным, а нижний – имеет водно-нефтяной контакт, либо также является чисто нефтенасыщенным, общая толщина не коллектора между пластами не превышает 20 м, общая нефтенасыщенная толщина верхнего продуктивного пласта составляет не менее 30 м, нижнего – не менее 20 м, нефть пластов характеризуется газосодержанием не менее 300 м3/т. ГС бурят у подошвы верхнего продуктивного пласта с расстоянием между горизонтальными стволами 500-1500 м в плане, горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу и ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин. Все ГС выполняют добывающими. Во всех ГС проводят МГРП таким образом, чтобы образуемые трещины создавали гидродинамическую связь между верхним и нижним продуктивными пластами. После отбора продукции пластов и падения пластового давления до значения, при котором дебит ГС по жидкости снижается не более чем в четыре раза от первоначального, скважину, в которой произошло данное падение дебита, переводят на газлифтный способ эксплуатации, причем в качестве газа используют попутно добываемый нефтяной газ с данной залежи. Указанные операции проводят во всех ГС залежи, прорыв воды с водоносной области нижнего пласта к ГС, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. Технический результат состоит в повышении нефтеотдачи мощной низкопроницаемой нефтяной залежи. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти. Способ включает отбор образцов нефти и проведение геохимических исследований с соответствующим выделением пиков и определением геохимических параметров нефти, проведение анализа и оценку притоков нефти. Выбирают многопластовую залежь, пласты которой полностью или частично совпадают в структурном плане. На данной залежи подбирают скважины - группа А, эксплуатирующие все пласты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из пластов. Проводят геохимические исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют геохимические параметры нефти каждого из пластов. Затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин - группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько пластов. Проводят геохимические исследования данных проб, сравнивают с геохимическими параметрами нефти, характерными для каждого из пластов, определенных по исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из пластов в скважинах группы В. При разнице добычи нефти из пластов в 20% и более в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока. Технический результат - повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения, представленного несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане. Обеспечивает повышение нефтеотдачи многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает отбор образцов нефти и проведение их исследований, выявление определенных параметров, характерных для нефти с различных участков месторождения, проведение анализа и оценку притоков нефти. Согласно изобретению выбирают нефтяное месторождение, представленное несколькими эксплуатационными объектами, полностью или частично совпадающими в структурном плане, на данном месторождении подбирают скважины – группа А, эксплуатирующие все объекты, но при этом каждая из скважин ведет отбор только из одного из эксплуатационных объектов, проводят ДНК-исследования проб нефти из данных скважин группы А и определяют набор и виды бактерий, обитающих в каждом из эксплуатационных объектов, затем отбирают пробы нефти с оставшихся скважин – группа B, каждая из которых эксплуатирует по несколько объектов, проводят ДНК-исследования данных проб, сравнивают с набором бактерий, характерных для каждого из эксплуатационных объектов, определенных по ДНК-исследованиям со скважин группы А, и выявляют процентное распределение притока нефти с каждого из эксплуатационных объектов в скважинах группы В, при разнице добычи нефти из объектов в 15% и более в скважинах группы В проводят мероприятия по выравниванию притока, заключающиеся в установке оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, водоизоляционных работах, работах по интенсификации притока, либо отключении одного или нескольких эксплуатационных объектов, мониторинг распределения притока нефти с применением ДНК-исследований проб нефти проводят на скважинах группы В с периодичностью не реже одного раза в 3 месяца, при необходимости мероприятия по выравниванию притока повторяют.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых доманиковых нефтяных карбонатных коллекторов с применением закачки кислоты и гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта. Способ включает бурение скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, кислотной обработки и пропантного гидравлического разрыва пласта - ГРП в данных скважинах с применением пакеров, отбор продукции из скважин. По данным пробуренных скважин предварительно определяют геомеханические параметры породы и вектора напряжений в пласте, строят гидрогеомеханическую модель пласта, во всех скважинах в каждом из нефтенасыщенных пропластков пласта проводят раздельно кислотную обработку, используя двухпакерную компоновку, причем объемы закачиваемого кислотного состава в каждый из пропластков задают обратно пропорционально их проницаемости, отбирают продукцию из скважин, по мере снижения среднесуточного дебита нефти по каждой скважине до значения, составляющего 20-60% от максимального среднесуточного дебита нефти, полученного после кислотной обработки. В данных скважинах последовательно проводят мини-ГРП, определяют изменения векторов напряжений в пласте, адаптируют гидрогеомеханическую модель к полученным данным, собранным после бурения и эксплуатации - отбору нефти и воды, давлениям и изменению напряжений в пласте, проводят пропантный ГРП с применением жидкости гидроразрыва вязкостью до 80 сП, рассчитывают сценарий дальнейшей разработки пласта всеми скважинами с достижением максимальной нефтеотдачи, работы повторяют после появления данных по мини-ГРП по всем скважинам, тем самым на каждой из итераций, уточняя гидрогеомеханическую модель пласта. 6 з.п. ф-лы.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением электроразрыва пласта. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных и/или наклонно-направленных скважин. Предусматривают применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца, спуск в скважины электродов, электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами, отбор продукции из скважин. При этом подбирают залежь, состоящую не менее чем из двух продуктивных пластов, совпадающих в структурном плане. Каждый из пластов может быть слоистым. Расстояние между подошвой самого верхнего пласта и кровлей самого нижнего пласта составляет не более 500 м. Расстояние между соседними стволами скважин составляет не более 400 м. Электроды размещают таким образом, чтобы в соседних скважинах, между стволами которых расстояние наименьшее, находились электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив самого верхнего пласта в скважинах группы А. Электроды с противоположной полярностью размещают напротив самого нижнего пласта в скважинах группы B. После проведения электроразрыва пласта пускают в добычу скважины группы В. При снижении дебита нефти в скважинах группы В до 1 т/сут и ниже их останавливают. Пускают в добычу скважины группы А. При снижении дебита нефти в скважинах группы А до 1 т/сут и ниже их останавливают. Во все скважины групп А и В закачивают рабочий агент. Затем оставляют данные скважины на перераспределение давления на 5-15 дней. После этого пускают в добычу все скважины групп А и В. Закачку рабочего агента и периоды ожидания повторяют. 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых слабопроницаемых нефтяных пластов с применением разрыва пласта. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. Способ включает бурение и/или подбор уже существующих на залежи вертикальных, горизонтальных и/или наклонно-направленных скважин. Предусматривают применение электропроводящей обсадной колонны и/или электропроводящего цементного кольца. Осуществляют спуск в скважину электродов и проводят электроразрыв пласта за счет создания электрической дуги между электродами. При этом подбирают залежь, в которой ниже продуктивного нефтеносного плотного пласта залегает водоносный пласт, причем данные нефтеносный и водоносный пласты совпадают в структурном плане. Расстояние между подошвой верхнего нефтеносного пласта и кровлей нижнего водоносного пласта должно составлять не более 100 м. Электроразрыв пласта дополняют гидроразрывом. После гидроразрыва нефтеносного пласта и отбора продукции из него до снижения пластового давления до уровня, при котором дальнейшая эксплуатация скважин нецелесообразна, в соседние скважины размещают электроды разной полярности. Электроды с одной полярностью размещают напротив верхнего нефтеносного пласта. Электроды с противоположной полярностью размещают напротив нижнего водоносного пласта. После проведения электроразрыва пласта оставляют данные скважины на перераспределение давления на 10-30 дней для проникновения воды в нефтеносный продуктивный пласт по созданным ранее трещинам гидроразрыва и в последующем - трещинам электроразрыва до повышения давления в нефтеносном продуктивном пласте. После этого скважины пускают в добычу по верхнему нефтеносному пласту. Проведение электроразрыва пласта и периоды ожидания повторяют. 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи мощной слабопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает подбор пробуренных на залежи скважин, применение пакеров для отсечения в скважинах части вскрытого продуктивного пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины в нижнюю часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин из верхней части пласта. Согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м и газосодержанием в нефти не менее 300 м3/т, после первоначального отбора продукции пласта из всех скважин и снижения пластового давления в районе скважин до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, посредством бурения новых скважин доводят плотность сетки скважин до значения, при котором расстояние между стволами скважин в продуктивной части залежи составляет S=300-1500 м, после чего 20-50% скважин переводят под нагнетание рабочего агента, причем для закачки воды подбирают скважины в наиболее пониженных структурах залежи, в которых перфорируют не более 1/2 части пласта у подошвы, а для закачки газа - в наиболее повышенных структурах залежи, в которых перфорируют не более 1/2 части пласта у кровли, кроме того, при расположении нагнетательных скважин учитывают, чтобы каждая нагнетательная скважина образовывала очаг с окружающими добывающими скважинами в количестве не менее двух на расстоянии не более, чем S, количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов - закачку газа ведут в скважины в подошвенной части пласта, а воды - в кровельной части пласта, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредством гидродинамического моделирования, прорывы рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин, многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) и применением водогазового воздействия. Обеспечивает повышение нефтеотдачи мощной многопластовой слабопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельных горизонтальных скважин, проведение гидроразрыва пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента, в качестве которого используют водогазовую смесь, отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению выбирают залежь, состоящую из трех пластов, совпадающих в структурном плане, толщина не коллектора между которыми не превышает 10 м, общая нефтенасыщенная толщина среднего пласта составляет не менее 40 м, а газосодержание в нефти данного пласта - не менее 250 м3/т, скважины бурят с расстоянием между горизонтальными стволами в продуктивной части среднего пласта 300-1000 м в плане, горизонтальные стволы ориентируют вдоль биссектрисы, образуемой между вектором максимального напряжения пласта и направлением естественных трещин, нагнетательные скважины размещают у кровли среднего пласта, добывающие - возле подошвы среднего пласта, во всех скважинах проводят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) таким образом, чтобы образуемые трещины в нагнетательных скважинах создавали гидродинамическую связь с верхним пластом, а в добывающих скважинах - с нижним пластом, стадии МГРП в добывающих и нагнетательных скважинах размещают в шахматном порядке, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести закачку водогазовой смеси, в качестве воды для приготовления водогазовой смеси используют пластовую и/или сточную воду с данной залежи, в качестве газа - попутный нефтяной газ также с данной залежи, причем соотношение воды и газа в смеси определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с достижением максимальной нефтеотдачи, а объемы воды и газа для закачки определяют по объемам данных рабочих агентов, отбираемых из добывающих скважин и/или доступных для отбора, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи многопластовой нефтяной залежи. По способу осуществляют подбор многопластовой залежи. На выбранной залежи осуществляют бурение скважин по сетке. Уплотняют сетку скважин. Размещают горизонтальные стволы скважин в радиальном направлении. При этом залежь разбуривают вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 500-2000 м. Устье каждой из вертикальных скважин размещают на отдельной площадке. Выбирают одну из площадок и в радиальном направлении от соответствующей вертикальной скважины данной площадки бурят не более 20 горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы в продуктивном пласте выполняют длиной по 150-1500 м. В плане эти стволы располагают под углом 10-180° друг к другу. В профиль каждый из горизонтальных стволов размещают в пласте с наибольшей эффективной нефтенасыщенной толщиной. Этим достигают максимально возможный охват пластов как по площади, так и по толщине. Аналогичные операции проводят на всех площадках, разбуривая залежь горизонтальными скважинами в радиальном направлении от соответствующих вертикальных скважин. В каждом из пластов минимальное расстояние в плане между горизонтальными стволами скважин соседних площадок составляет 250 м. Регулировку выработки запасов нефти осуществляют с применением одновременно-раздельной эксплуатации - ОРЭ между соответствующими пластами. Порядок применения ОРЭ, на каких пластах и в какое время, определяют с помощью гидродинамического моделирования разработки и выбора наилучшего сценария выработки запасов. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа. Обеспечивает повышение нефтеотдачи. Cпособ включает расконсервацию находящихся в консервации скважин в качестве добывающих и нагнетательных, изоляцию в данных скважинах части продуктивного пласта, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м, выделяют как минимум один элемент разработки, представляющий из себя нагнетательную скважину с добывающими вокруг, скважины подбирают таким образом, чтобы расстояние между стволами нагнетательной и добывающими скважинами в продуктивной части пласта составляло 300-1000 м, для этого при необходимости дополнительно бурят вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, после первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести одновременно-раздельную закачку воды и газа, перфорируют не более 1/3 части пласта у кровли и не более 1/3 части пласта у подошвы, причем закачку газа ведут в кровельную часть пласта, а воды – в подошвенную часть пласта, отбор продукции из добывающих скважин, а соответственно, и перфорацию осуществляют в средней, не более 1/3 по толщине, части продуктивного пласта, причем количество нагнетательных скважин, соотношение и тип воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи, в процессе разработки осуществляют мониторинг закачки и отбора посредствам гидродинамического моделирования, прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи, периодически осуществляют смену закачки рабочих агентов – закачку газа ведут в подошвенную часть пласта, а воды – в кровельную часть пласта. 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяной скважины с наличием подошвенной воды. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой. По способу осуществляют вторичное вскрытие нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В скважину спускают два насоса. Осуществляют раздельную откачку данными насосами нефти и воды. Производительность насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти. Нефть отбирают на дневную поверхность. Отобранную воду закачивают в водонасыщенный пласт. При этом предварительно геофизическими методами определяют уровень водо-нефтяного контакта в пласте и толщину h переходной зоны от чисто нефтенасыщенной к чисто водонасыщенной частям пласта. В скважину спускают одно- или двухлифтовое оборудование для а одновременно-раздельной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. Устанавливают пакер высотой c=(0,2-1)·h. При этом нижний край пакера размещают в зоне, где начинается чисто водонасыщенная часть пласта. Перфорацию нефтенасыщенной части пласта выполняют на расстоянии a=(0,2-1,2)·h выше пакера. Перфорацию водонасыщенной части пласта выполняют на расстоянии b=(0,5-2,0)·h ниже пакера. Верхний насос размещают выше перфорационных отверстий в нефтенасыщенной части пласта. Нижний насос размещают не выше интервалов перфорации водонасыщенной части пласта. Режим работы насосов подбирают таким образом, чтобы не допускать образование обратного конуса, т.е. попадания нефти в скважину под пакером.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки и освоения слабопроницаемых неоднородных коллекторов. В способе разработки и освоения нетрадиционных коллекторов доманиковых нефтяных отложений, включающем бурение, вторичное вскрытие, закачку кислотного состава в скважину порциями, освоение после обработки и отбор продукции из добывающей скважины, в скважине выделяют слабопроницаемый карбонатный нефтенасыщенный пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД и расстоянием от нижних интервалов перфорации указанного пласта до водонефтяного контакта не менее 5-10 м. В процессе бурения из указанного пласта отбирают керн, на данном керне проводят лабораторные исследования по закачке кислотного состава. Эффективными принимают параметры кислотного состава, при которых отношение абсолютной проницаемости керна после закачки к абсолютной проницаемости до закачки составляет не менее 1000 д. ед. Перед проведением кислотной обработки призабойной зоны пласта ствол рассматриваемой скважины промывают и шаблонируют, затем в скважину спускают компоновку, снизу вверх состоящую из воронки, насосно-компрессорных труб НКТ, пакера выше кровли пласта и НКТ до устья. Закачку кислотного состава и сопутствующих рабочих жидкостей ведут по НКТ, причем максимальное устьевое давление в процессе работ не должно превышать 10 МПа. Закачку осуществляют в 2-4 этапа. Каждый из этапов включает в себя последовательную закачку следующих рабочих жидкостей в объеме: отклонителя 15-40%, растворителя 10-35%, кислотного раствора 75-25%. После завершающего этапа закачки все закачанные в скважину компоненты продавливают товарной нефтью, затем закрывают задвижки на устьевом оборудовании и скважину оставляют на ожидание реагирования на 3-10 ч. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Cпособ включает бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины. Согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти. В способе разработки неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти, включающем бурение горизонтальной добывающей скважины, выше горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят 2-4 горизонтальные нагнетательные скважины с длиной каждого горизонтального ствола 0,2-0,5 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. В плане горизонтальные стволы каждой нагнетательной скважины выполняют под углом 45-90º к горизонтальному стволу добывающей скважины. Расстояние S между горизонтальными стволами нагнетательных скважин подбирают в зависимости от проницаемости и размеров образующейся паровой камеры, для чего проводят гидродинамическое моделирование закачки пара при различном S. Равномерность притока нефти и выработки запасов регулируют режимами работы нагнетательных скважин и, соответственно, скоростью образования паровых камер. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного гидравлического разрыва нефтяного пласта (ГРП) с изменяемым размером гранул пропанта. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличении накопленной добычи нефти скважины. Способ включает бурение или подбор уже пробуренной вертикальной или наклонно-направленной скважины, остановку скважины, проведение в скважине гидравлического разрыва пласта – ГРП, определение зоны распространения трещин ГРП, закрепление трещин ГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины. При этом суммарный объем закачиваемого пропанта определяют из объема фактических трещин ГРП, фиксируемых во время ГРП, трещины ГРП закрепляют пропантом в несколько этапов, причем в каждом последующем этапе закачивают порции пропанта как меньшего размера фракции, так и в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, при необходимости закачивают только две или три порции различных фракций пропанта, между каждым этапом проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП в целях поддержания пластового давления. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемого пласта нефтяной залежи. Способ включает подбор залежи, в которой средняя абсолютная проницаемость нефтенасыщенного пласта составляет не более 2 мД. Затем осуществляют бурение в данном пласте системы вертикальных и горизонтальных скважин. Выполняют цементирование в продуктивном пласте затрубного пространства между эксплуатационной колонной и пластом. Осуществляют вторичное вскрытие пласта. Проводят ГРП и МГРП с применением пакеров. Осуществляют отбор продукции из скважин. При этом подбирают залежь, где выше или ниже нефтенасыщенного пласта имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами имеется пропласток не коллектора, общей толщиной не более 30 м. После проведения в нефтенасыщенном пласте первоначального МГРП в горизонтальных скважинах и первоначального ГРП в вертикальных скважинах все скважины пускают в добычу и эксплуатируют до снижения пластового давления в среднем по залежи до (1…1,2)·Pнас, где Pнас – давление насыщения нефти газом. Затем проводят повторный МГРП в каждой второй горизонтальной скважине и повторный ГРП во всех вертикальных скважинах. Высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт в эксплуатацию. Проводят опробование каждой скважины повторного ГРП и МГРП. При получении притоков нефти данные скважины отрабатывают на нефть. После этого все скважины оставляют на перераспределение пластового давления сроком до 2 месяцев. Затем пускают в добычу горизонтальные скважины, в которых не проводили повторный МГРП. При этом скважины, в которых проводили повторный МГРП, используют для целей поддержания пластового давления, где обеспечивают возможность самопроизвольного перекачивания воды из водонасыщенного пласта в нефтенасыщенный пласт за счет разницы давлений. 2 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины. В способе разработки битумной залежи горизонтальными скважинами с распределенной перфорацией, включающем бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и, расположенной параллельно, горизонтальной добывающей скважины, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, рассчитывают изменение давления вдоль горизонтальных стволов скважин, горизонтальные стволы делят на интервалы по 10-50 м, в добывающей и/или нагнетательной скважинах размеры перфорационных отверстий и их плотность выполняют таким образом, чтобы в каждом интервале депрессия или, соответственно, репрессия на пласт отличалась не более чем на 5%, в горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями – 100-500 мкм, а длина – 0,2-0,9 от длины окружности фильтра.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных пластов со слабосцементированными породами. Cпособ включает заканчивание скважины после бурения, спуск фильтров и применение набухающих пакеров. В открытый ствол скважины на колонне труб спускают систему, представляющую из себя последовательность фильтров и пакеров. Каждый фильтр выполняют длиной 2-10 м и диаметром 0,2-0,8 от диаметра открытого ствола скважины, фильтры имеют протяженные щелевидные отверстия шириной 100-200 мкм, расположенные перпендикулярно оси фильтров, расстояние между отверстиями фильтров – 100-500 мкм. Пакеры выполняют из нефте- и/или водонабухающего материала, рабочий диаметр пакеров составляет 1,2-2,0 от диаметра открытого ствола скважины, длина каждого пакера составляет 1-5 м. После спуска в скважину указанной системы скважину пускают в добычу с постепенным увеличением дебита жидкости от нуля до рабочего дебита жидкости. Повышается эффективность предотвращения выноса песка в скважину. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных залежей сверхвязкой нефти с применением в горизонтальных скважинах эксплуатационных колонн с заданной перфорацией. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородной залежи сверхвязкой нефти. Способ включает бурение паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, спуск эксплуатационных колонн, цементирование стволов и вторичное вскрытие пластов, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом в горизонтальных стволах добывающей и/или нагнетательной скважин плотность перфорационных отверстий выполняют прямо пропорционально, а размеры перфорационных отверстий обратно пропорционально проницаемости коллектора напротив соответствующих интервалов ствола. Длину каждого интервала определяют таким образом, чтобы изменение в проницаемости коллектора в пределах каждого из интервалов не превышало 50 мД. В горизонтальный перфорированный ствол добывающей скважины спускают фильтр, представляющий из себя трубу с множественными щелевидными отверстиями, расположенными перпендикулярно оси трубы. Ширина отверстий составляет 100-200 мкм, расстояние между отверстиями – 100-500 мкм, а длина отверстий – 0,2-0,8 от длины окружности фильтра. 4 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых неоднородных нефтяных залежей горизонтальными скважинами (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Техническим результатом является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многократного гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн и/или шлам отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и/или шлама, данные опробования и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которых определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, причем интервалы разделяют пакерами и перфорируют таким образом, чтобы продуктивность каждого интервала отличалась не более чем на 10%, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. 1 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при проведении пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта (МГРП) с изменяемым размером гранул пропанта. Технический результат заключается в повышении эффективности многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта и увеличения накопленной добычи нефти горизонтальной скважины. Способ включает бурение или подбор уже пробуренной горизонтальной скважины, остановку скважины, проведение в скважине многостадийного гидравлического разрыва пласта – МГРП, определение зоны распространения трещин МГРП, закрепление трещин МГРП пропантом, последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта, освоение скважины, отбор продукции из скважины. Согласно изобретению, подбирают пласт со средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 5 мД, количество стадий МГРП и расстояние между стадиями определяют исходя из прочности породы на сжатие вдоль горизонтального ствола, стадии размещают в участках с минимальной прочностью породы на сжатие, суммарный объем закачиваемого пропанта в каждую отдельную стадию МГРП определяют из объема фактических трещин каждой отдельной стадии МГРП, фиксируемых во время гидроразрыва, трещины каждой отдельной стадии МГРП закрепляют закачкой нескольких различных порций пропанта, причем каждая последующая порция пропанта в каждой стадии МГРП закачивается как меньшего размера фракции, так в меньшем объеме: первой порцией закачивают пропант с диаметром частиц D и общим объемом порции V, второй порцией закачивают пропант, соответственно, с диаметром частиц D/6 и в объеме (0,2...0,1)·V, далее, при необходимости, третьей – D/12 и (0,03...0,05)·V, четвертой – D/24 и (0,02...0,03)·V, пятой – D/48 и (0,01...0,02)·V, между каждым этапом закачки пропанта проводят технологическую выдержку не более 2 часов, при этом давление на устье скважины во время технологической выдержки поддерживают на уровне не менее 50% от максимального, при котором вели закачку пропанта. 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке участка слабопроницаемого нефтяного пласта с использованием вертикальных трещин многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в целях поддержания пластового давления (ППД). Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи участка слабопроницаемого нефтяного пласта. Способ разработки участка слабопроницаемого нефтяного пласта включает выделение нефтенасыщенного пласта со средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, бурение в данном пласте горизонтальной скважины, цементирование в горизонтальном стволе затрубного пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальной скважины. При этом подбирают участок нефтенасыщенного пласта, выше или ниже которого имеется водонасыщенный пласт, причем между указанными нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами общая толщина пропластка не коллектора составляет не более 30 м. После проведения первоначального МГРП в нефтенасыщенном пласте скважину пускают в добычу и эксплуатируют до снижения дебита нефти до 5-10% от первоначального дебита нефти, полученного в среднем за первый месяц эксплуатации, после чего проводят повторный МГРП в каждой второй стадии первоначального МГРП. Причем высоту трещин выполняют таким образом, чтобы трещинами пройти пласт не коллектора и вовлечь водонасыщенный пласт. После повторного МГРП проводят опробование каждой новой стадии МГРП, при получении притоков нефти скважину отрабатывают на нефть, затем изолируют стадии повторного МГРП пакерами, скважину оставляют на перераспределение давления сроком до 2 месяцев, после чего пускают в добычу, причем ввиду того, что стадии повторного МГРП изолированы, добычу ведут только из стадий первоначального МГРП. При этом стадии повторного МГРП обеспечивают поддержание пластового давления из водонасыщенного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заводнении нефтяных пластов с применением внутрискважинной перекачки воды. Технический результат заключается в повышении эффективности внутрискважинной перекачки воды. Способ включает подбор нагнетательной скважины, вскрывающей нефтеносный пласт, перфорацию водоносного пласта, в котором текущее пластовое давление превышает пластовое давление нефтеносного пласта, а сам водоносный пласт расположен выше или ниже относительно перфорированного нефтеносного пласта, перекачку воды из водоносного пласта в нефтеносный. Согласно изобретению, в ствол скважины между водоносным и нефтеносным пластами спускают на перфорированных насосно-компрессорных трубах систему А, представляющую из себя трубу, в которой последовательно от водоносного пласта к нефтеносному соединены ротор-генератор электроэнергии, аккумулятор, привод электродвигателя и электроцентробежный насос, причем между системой А и эксплуатационной колонной напротив ротор-генератора устанавливают пакер таким образом, что поток воды проходит через систему А, внутри перфорированной насосно-компрессорной трубы размещают кабель, регулирование расхода воды для закачки в нефтяной пласт осуществляют с поверхности через кабель посредством изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе от ротор-генератора за счет потока воды. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке структурных нефтяных залежей с несколькими продуктивными пропластками. Обеспечивает повышение нефтеотдачи структурной нефтяной залежи. Cпособ включает подбор залежи, продуктивный пласт которой представлен несколькими пропластками, разбуривание залежи скважинами по сетке, добычу нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины, перевод добывающих скважин в нагнетательные при обводнении добывающих скважин до 98%. Согласно изобретению предварительно по сейсмике выделяют поднятие, имеющее условно форму окружности, от центральной скважины разбуривают поднятие по треугольной или квадратной сетке и формируют залежь, вторично вскрывают в добывающих скважинах все нефтенасыщенные пропластки в чисто нефтяной и водонефтяной зонах, а в нагнетательных скважинах – в чисто водоносной зоне, после разбуривания условно формируют от центральной добывающей скважины ряды Аn из пробуренных скважин, где n – номер ряда, для центральной добывающей скважины n=1, причем как для треугольной, так и для квадратной сеток ряды выделяют в виде окружностей радиусом Ln от центральной скважины, каждая окружность проходит не менее чем через четыре скважины, во всех скважинах в каждом пропластке плотность перфорации выполняют обратно пропорционально проницаемости пропластков, либо в добывающих скважинах устанавливают устройства контроля притока, добывающие скважины пускают в эксплуатацию, причем забойное давление поддерживают в каждом ряду Аn на уровне Pn=Pmin+(Pmax-Pmin)·(Ln/∑L), где Pmin – минимальное забойное давление, характерное для центральной скважины, Pmax – максимальное забойное давление, характерное для последнего ряда добывающих скважин, расположенного на расстоянии ∑L от центральной скважины, при снижении пластового давления в зоне отбора добывающей скважины до давления насыщения нефти газом ее переводят под закачку рабочего агента. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи структурной нефтяной залежи. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи. Способ включает бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов пакерами, закачку в нагнетательные скважины рабочего агента с созданием вертикально-латерального вытеснения, отбор продукции из добывающих скважин. Выбирают залежь с общей нефтенасыщенной толщиной пласта не менее 50 м. Бурят по меньшей мере одну пару горизонтальных скважин – добывающую и нагнетательную. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают у кровли продуктивного пласта. Горизонтальный ствол добывающей скважины размещают возле подошвы пласта при отсутствии водо-нефтяного контакта и на расстоянии не менее 10 м от водо-нефтяного контакта при его наличии. Причем в горизонтальной плоскости оси горизонтальных стволов располагают на минимальном расстоянии 250-500 м под углом не более 45° друг к другу, а в вертикальной плоскости – на расстоянии, зависящем от толщины пласта, и под углом не более 15°. После первоначального отбора продукции пласта и снижения пластового давления до уровня не ниже давления насыщения нефти газом, в нагнетательные скважины начинают вести совместную и/или последовательную закачку воды и газа. Соотношение воды и газа определяют по результатам лабораторных исследований по нефтевытеснению и гидродинамического моделирования с объемами воды и газа, доступными для закачки в районе данной залежи и с достижением максимальной нефтеотдачи. Прорыв рабочего агента к добывающим скважинам, а также недопущение снижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом контролируют режимами и временем работы всех скважин залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки слабопроницаемых неоднородных нефтяных коллекторов горизонтальными скважинами с многостадийным гидроразрывом пласта. Способ включает бурение горизонтальных скважин с отбором керна в продуктивном пласте, проведение лабораторных исследований керна, вдоль горизонтального ствола в зависимости от характеристик пласта, проведение поинтервальной закачки химических реагентов и многостадийного гидравлического разрыва пласта. Согласно изобретению подбирают пласт со средней проницаемостью не более 1 мД, горизонтальные стволы скважин выполняют длиной не менее 1000 м и размещают параллельно на расстоянии 200-600 м, керн отбирают вдоль всей длины горизонтальных стволов с шагом 10-50 м, горизонтальные стволы цементируют, используя данные лабораторных исследований отобранного керна и данные геофизических исследований во время бурения, строят петрофизическую, геомеханическую и геолого-гидродинамическую модели, на основе которой определяют интервалы перфорации вдоль горизонтальных стволов, интервалы разделяют пакерами, после проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта, определяют приток флюидов из каждого интервала, продуктивность по нефти каждого интервала выравнивают применением химических реагентов для увеличения или уменьшения проницаемости коллектора, после снижения пластового давления в зоне отбора скважин до 1,0-1,1 от давления насыщения нефти газом, каждую вторую горизонтальную скважину переводят под закачку газа. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи слабопроницаемых нефтяных коллекторов. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта. Способ включает остановку скважины, спуск в скважину глубинных дебитомеров и манометров, снятие кривых восстановления давления. Согласно изобретению, при проведении исследований в ствол остановленной скважины выше верхнего интервала перфорации на 10-50 метров спускают связку из двух манометров, синхронизированных по времени и расположенных друг от друга на расстоянии 10 метров, а также дебитометра, скважинный насос запускают в работу, отбирают жидкость из скважины до снижения уровня не ниже подвески насоса в течение 1-2 часов, насос останавливают и указанными двумя манометрами регистрируют кривые восстановления давления с точностью не менее 100 Па и дебит жидкости с помощью дебитометра в течение 10-15 часов, после чего обводненность В при различных значениях полученного давления рассчитывают по формуле в %: где Рниж - показания давления нижнего манометра, атм.,Рверх - показания давления верхнего манометра, атм.,ρв - плотность пластовой воды, г/см3,ρн - плотность пластовой нефти, г/см3,сопоставляя данные об уровне жидкости в скважине, дебите жидкости и полученных расчетных значениях обводненности, отнесенных к каждому временному промежутку, рассчитывают дебит нефти qн по формуле в т/сут: где qж - дебит жидкости, замеренный глубинным дебитометром, т/сут,по полученным данным строят график зависимости дебита нефти от уровня жидкости в скважине и определяют диапазон значений динамического уровня с наибольшими значениями дебита нефти, в соответствии с полученными оптимальными значениями динамического уровня жидкости в скважине, позволяющими достигать максимального значения дебита нефти, подбирают режим работы штангового глубинного насоса. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой включает бурение в продуктивном пласте паронагнетательной скважины и расположенной ниже горизонтальной добывающей скважины, причем горизонтальные стволы длиной L добывающей и нагнетательной скважин размещают параллельно в вертикальной плоскости и под углом не более 15° в горизонтальной плоскости. При отсутствии гидродинамической связи между стволами добывающей и нагнетательной скважин при закачке пара в течение не более 12 месяцев бурят 1 или 2 вертикальные скважины, которые размещают в вертикальной плоскости на расстоянии (0,3-0,7)⋅L от носка горизонтальных стволов скважин, а в горизонтальной плоскости на расстоянии не более 0,2⋅L от горизонтальных стволов скважин. Проводят исследования и определяют наличие глинистой перемычки, препятствующей указанной гидродинамической связи. В указанных вертикальных скважинах из продуктивной части отбирают образцы пород, в том числе глин, проводят геомеханические исследования, по результатам которых подбирают оптимальный дизайн, рабочие жидкости и проппант для гидроразрыва глинистой перемычки. Гидроразрыв глинистой перемычки проводят таким образом, чтобы создать как горизонтальные, так и вертикальные трещины. Затем вертикальные скважины осваивают закачкой пара в течение 1-6 месяцев. В последующем данные вертикальные скважины используют для контроля и регулирования разработки участка продуктивного пласта между горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин, а также для подачи химических реагентов с целью повышения нефтеизвлечения и/или блокирования обводнившихся участков продуктивного пласта. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти включает бурение горизонтальной добывающей скважин, при этом носок горизонтальной добывающей скважины выполняют приподнятым на 1-5 м относительно пятки. Выше носка горизонтальной добывающей скважины на 5-15 м бурят горизонтальную нагнетательную скважину длиной горизонтального ствола 0,5-1,0 от длины горизонтального ствола добывающей скважины. Причем в плане горизонтальные стволы нагнетательной и добывающей скважин выполняют под углом 45-90° друг к другу. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины делят пакерами на два-три интервала, в каждый из которых ведут закачку пара с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Равномерность роста паровой камеры регулируют режимами работы каждого интервала горизонтальной нагнетательной скважины. Помимо пара периодически закачивают жидкообразные и/или газообразные химические реагенты. По мере роста паровой камеры, выработки запасов и обводнения ствола горизонтальной добывающей скважины обводненные участки от носка к пятке последовательно изолируют пакером. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости нефтяных коллекторов. Способ разработки нефтяных коллекторов закачкой воды с изменяющимися свойствами включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочих агентов высоко- и низкоминерализованной вод, отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают неоднородный участок нефтенасыщенного коллектора с разбросом проницаемости не менее чем 30%, при условии, что в порах имеются способные к миграции глинистые частицы, при воздействии на которые низкоминерализованной водой проницаемость коллектора снижается не менее чем в 3 раза. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей, которую предварительно обеззараживают и фильтруют. В качестве высокоминерализованной используют пластовую воду. Первоначально в нагнетательную скважину в течение 10-100 суток осуществляют закачку высокоминерализованной воду. Затем начинают поэтапное снижение минерализации закачиваемой воды – от высокоминерализованной воды до низкоминерализованной воды, причем последовательность снижения осуществляют добавлением низкоминерализованной воды в высокоминерализованную и замещением на каждом последующем этапе на 10-20%, 20-40%, 40-60%, 60-80% и 80-100%. Продолжительность каждого этапа составляет 5-20 суток. Затем в той же последовательности и с той же продолжительностью этапов замещают низкоминерализованную воду на высокоминерализованную воду. Циклы увеличения-уменьшения минерализации закачиваемой воды повторяют многократно. При этом в каждом последующем цикле снижения минерализации повышают давление нагнетания, а в каждом последующем цикле увеличения минерализации закачиваемой воды снижают давление нагнетания. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных по проницаемости нефтяных коллекторов за счет применения закачки воды с изменением ее минерализации. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи с несколькими объектами, совпадающими в структурном плане, коллектора которых относятся к трудноизвлекаемым запасам нефти. Способ включает бурение скважин по сетке, уплотнение сетки скважин, бурение боковых горизонтальных стволов, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению в наиболее повышенной части структуры многопластовой залежи бурят одну вертикальную или наклонно-направленную скважину, затем от данной скважины проводят две-три условные окружности, первая из которых имеет радиус 100-300 м, а каждая последующая окружность отстоит от предыдущей на 100-300 м, вдоль окружностей на равном расстоянии друг от друга бурят соответственно две-три группы по 6-8 вертикальных и/или наклонно-направленных скважин. Причем точки входа в пласты скважин находятся на линии окружностей. В целом скважины одной группы относительно другой размещают с достижением максимального охвата залежи по площади, все скважины бурят до нижнего пласта. При этом вторичное вскрытие осуществляют по пласту с наименьшей проницаемостью коллектора, после снижения дебита нефти одной из скважин до значения менее 1 т/сут данную скважину переводят на пласт с наибольшей проницаемостью, при последующем снижении дебита нефти данной скважины до значения менее 1 т/сут ее переводят на одновременно-раздельную эксплуатацию оставшихся пластов, причем в один из оставшихся пластов осуществляют зарезку бокового горизонтального ствола длиной 200-600 м в радиальном направлении от первоначальной центральной скважины, аналогичные операции выполняют по всем скважинам. Боковой горизонтальный ствол не бурят в первоначальной центральной скважине. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи нефтяной залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей. Способ включает спуск на насосных штангах штангового глубинного насоса, состоящего из цилиндра с плунжером, всасывающего и нагнетательного клапанов, и подъем пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки. Установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30°. К нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб. Блок с всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну. С этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту. С противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну. Наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра. Пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель. При движении плунжера насоса вверх имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан. Через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель. В накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести. При движении головки балансира станка-качалки вниз насосные штанги толкают плунжер вниз. Всасывающий клапан закрывается, и открывается нагнетательный клапан. Внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе. Повышается межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. Выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции. Затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водо+нефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи. 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов. Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом включает спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины. Причем бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту. В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м3 на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Рк, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть участков В. После закачивают кислоту под давлением Рк и в объеме в м3, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. После завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента углекислого газа и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, с расположенной в центре нагнетательной скважиной и с текущим пластовым давлением, равным (0,5-0,8)·Р(нач). Закачку СО2 ведут через коррозионно-устойчивые трубы с постепенным повышением расхода в нагнетательной скважине от нуля до значения, при котором давление закачки равно (0,7-0,9)·Р(гор). При этом одновременно повышают забойное давление в добывающих скважинах от давления насыщения нефти углеводородным газом до текущего пластового давления, при котором прекращается приток жидкости к скважинам. После этого расход газа уменьшают до значения, при котором давление закачки равно Р(нач). В добывающих скважинах в течение данного времени забойное давление снижают до Р(нас). Циклы закачки газа повторяют до момента восстановления текущего пластового давления до (0,9-1,1)·Р(нач). После завершения циклов останавливают закачку СО2, добычу ведут через добывающие скважины при забойном давлении выше Р(нас) нефти СО2 или углеводородным газом. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения циклической закачки углекислого газа и регулирования режима работы добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ), полиакриламида (ПАА), сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин. Согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные скважины с горизонтальным окончанием. В каждой из данных скважин проводят первый МГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Горизонтальные стволы разделяют пакерами на секции, затем в скважины с проведенным МГРП через каждую секцию горизонтального ствола закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого МГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй МГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго МГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении МГРП. Причем количество последующих МГРП определяют исходя из полного охвата коллектора зонами трещин МГРП как в плане, так и в профиле вокруг каждого горизонтального ствола скважин. После всех МГРП проводят обработку коллектора закачкой отдельно в каждую ступень горизонтальных стволов растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную ступень горизонтального ствола. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД). Способ включает бурение скважин с горизонтальным окончанием - СГО, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению, выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H ≥ 50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, залежь разбуривают парами СГО, стволы которых располагают параллельно в вертикальной плоскости на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, причем верхнюю СГО выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами, нижнюю СГО выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней СГО в каждом горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вниз, а в горизонтальном стволе нижней СГО – вверх. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхней и нижней скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,2-1,0)·l·sin(β/2) и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП нижние СГО осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти нижних добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих верхних нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки. Причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, залежь разрабатывают в режиме КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных залежей нефти. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара. После повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют. В целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.     Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин, причем aдn+aнn=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП. После МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз, таким образом коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают нефтенасыщенный коллектор со средней толщиной H≥50 м и средней абсолютной проницаемостью не более 2 мД, коллектор разбуривают параллельными горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы которых направлены перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора. Горизонтальные стволы размещают по вертикали в три ряда на равном расстоянии друг от друга h = (0,25-0,45)·Н. Горизонтальные стволы среднего ряда располагают в плане между горизонтальными стволами верхнего и нижнего рядов на расстоянии x = (1-5)·h по горизонтали. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 8·h. В скважинах верхнего ряда вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, в скважинах нижнего ряда – верхнюю, в скважинах среднего ряда горизонтальные стволы перфорируют по всей площади. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем в плане местоположение каждой ступени МГРП в соседних скважинах выполняют в шахматном порядке. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей собой разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,5-1,0)·х и полувысотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП скважины верхнего и нижнего рядов - добывающие скважины - осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения данные скважины останавливают, в скважины среднего ряда - нагнетательные скважины - закачивают газ до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в три раза, после чего остановленные добывающие скважины пускают в работу. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение технологической эффективности кислотной обработки. По способу скважину выполняют или подбирают с открытым стволом в продуктивном карбонатном коллекторе. Выбирают в ней участки для обработки длиной не менее 2 м. Проводят кислотную обработку. Для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами и расположенной между ними гидромониторной насадкой. После спуска данных труб с пакерами и гидромониторной насадкой в соответствующий участок пакеры запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу и гидромониторную насадку раствор поверхностно-активного вещества в заданном объеме. Проводят технологическую выдержку. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть ствола и его загущения. Затем закачивают кислоту под давлением. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором. Затем в скважину закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Горизонтальный ствол скважины промывают, пакеры распакеровывают и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой и пакерами. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО2, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов. Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов включает бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин. Выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД. Все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием. В горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход смеси при давлении закачки Pзак = (0,5-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. В качестве рабочего агента используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. Во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора. 3 пр.

 


Наверх