Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2487233:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и снижение расходов на добычу нефти. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых до 2 суток осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины. Производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти, ко второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения [Патент РФ №2047750, кл. E21B 43/20, опубл. 10.11.1995 - прототип].

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи и большие расходы на добычу нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых до 2 суток осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины, при этом производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов остается захороненной в пластах. Циклический режим нагнетания рабочего агента и добычи нефти способствует изменению градиентов потоков в пласте и вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти. Однако весьма длительные периоды работы как нагнетательных, так и добывающих скважин, фактически сводят к нулю эти усилия и не способствуют снижению себестоимости добываемой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин является недельным и составляет 7 суток, из которых до 2 суток в течение субботы и воскресенья выполняют отбор продукции без остановки скважины. На эти часы приходятся дешевые тарифы электроэнергии, за счет чего образуется низкая себестоимость добываемой нефти. В период с понедельника до пятницы во время дорогих тарифов на электроэнергию осуществляют остановку добывающих скважин. Производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине продукции за время остановки в течение 120 часов и продолжительности отбора нефти за время до 48 часов, т.е. до 2 суток. Отбор ведут до минимального уровня забойного давления, но не ниже создания давления разгазирования нефти. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения заявленного циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки, если в работе находятся постоянно работающие скважины, или ограничивают время работы нагнетательных скважин, переводя их в циклический режим работы.

Как показывает практика, такой режим работы препятствует образованию конусов обводнения, за счет чего снижается обводненность добываемой продукции и возрастает нефтеотдача залежи. Расходы на добычу нефти снижаются за счет дешевых тарифов на электроэнергию в выходные дни.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42°C, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см3, коллектор продуктивного пласта - терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент-подтаварную (пластовую) воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

15 добывающих скважин с дебитом от 2 до 150 м3/сут и обводненностью от 70 до 99% эксплуатируют в циклическом режиме продолжительностью 7 суток, из которых в течение 2 суток в субботу и воскресенье каждые сутки в течение 24 часов выполняют отбор продукции и 120 часов с понедельника до пятницы производят остановку скважины. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения заявленного циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки до величин 0 м3/сут по скважинам, находящимся постоянно в работе, или ограничивают время работы нагнетательных скважин на 50% для скважин.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 2% и составляет 35%, тогда как по известным способам разработки нефтеотдача не превышает 33%. Расходы электроэнергии сокращаются на 30%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу и снизить расходы на добычу нефти.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых до 2 суток осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины, при этом производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного многопластового месторождения. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом с целью интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов, обеспечивает упрощение и удешевление способа, повышение качества герметизации заколонного пространства в интервале перфорации продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке малоамплитудных нефтегазовых залежей с ограниченными по площади размерами и с малым этажом нефтегазоносности, предназначенных для газоснабжения местных потребителей на собственные нужды.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазовых месторождений с обводненными и неоднородными по проницаемости коллекторами, характеризующимися вертикальной трещиноватостью.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана

Изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, связанном с геологическими пластами, в которых имеются пласты-коллекторы
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к взрывным работам в скважине для интенсификации притоков флюида продуктивного пласта в скважину и, в частности к локализации выделенной энергии в призабойной зоне скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности устройства за счет использования растворителя. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит первую группу скважин, распределенных над пластом, и вторую группу скважин, распределенных над пластом. При этом первая группа скважин содержит установку для нагнетания в пласт сероуглерода, а вторая группа скважин содержит установку для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Имеется средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени и средство для извлечения по крайней мере части указанного другого соединения в течение третьего периода времени. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы за счет использования смешивающегося вытеснения продукции из пласта. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит первую группу скважин, распределенных над пластом, и вторую группу скважин, распределенных над пластом. При этом первая группа скважин содержит средство для нагнетания в пласт сероуглеродного состава, а вторая группа скважин содержит средство для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Имеется средство для превращения внутри пласта по крайней мере части сероуглерода в другое соединение в течение второго периода времени. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти. Обеспечивает снижение материальных затрат и повышение коэффициента извлечения нефти за счет возможности воздействия на все месторождение. Сущность изобретения: по способу разработку ведут в три этапа. На первом производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяют в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводят на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения. В добывающих скважинах поддерживают забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа определяют до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени. Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов - раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключают добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижают забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах производят форсированный отбор жидкости, снижая забойное давление ниже давления насыщения на 30-40%. Останавливают добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на завершающей стадии с использованием форсированного режима. Обеспечивает снижение материальных затрат и повышение коэффициента извлечения нефти за счет возможности воздействия на всю залежь и обеспечения контроля добываемой продукции - нефти. Сущность изобретения: по способу разработку ведут в три этапа. На первом этапе производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяют в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводят на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта залежи. В добывающих скважинах поддерживают забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа определяют до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени. Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключают добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижают забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливают. 3 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа содержит: механизм для выпуска в пласт, по меньшей мере, части серосодержащего соединения и механизм для переработки, по меньшей мере, части серосодержащего соединения в сероуглерод или оксисульфид углерода посредством реакционного взаимодействия, по меньшей мере, части серосодержащего соединения с углеводородом. При этом указанный механизм для переработки расположен внутри пласта. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта. Сущность изобретения: способ включает закачивание водогазовой смеси в нагнетательную скважину и тампонирующего состава в добывающую скважину для повышения коэффициента нефтеизвлечения и уменьшения опасности преждевременного прорыва газа. Согласно изобретению обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно. При этом в нагнетательную скважину водогазовую смесь закачивают совместно при соотношении газ:вода, равным 2:1 и объеме закачивания, равном 1,6 объема нефтенасыщенных пор пласта. В добывающую скважину закачивают тампонирующий состав циклически. В каждом последующем цикле уменьшают объем тампонирующего состава на 20-30%. При этом объем закачивания тампонирующего состава составляет не менее 20% от высокопроницаемых пор пласта. В качестве газового агента используют попутно добываемый или природный газ, или их смесь, а в качестве тампонирующего состава - полимерно-силикатную композицию - ПСК. 2 пр.
Наверх