Способ извлечения запасов остаточной нефти



 


Владельцы патента RU 2511151:

Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности
добычи остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Среди добывающих скважин выбирают наиболее продуктивную скважину. В этой скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность. При достижении предельного значения весовой обводненности и с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме. Вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины. При этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси. При достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.

 

Предлагаемый способ относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использован на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений путем внутриконтурного заводнения.

В СССР разработка нефтяных месторождений путем искусственного заводнения начиналась по аналогии с естественным заводнением, т.е. путем законтурного заводнения: за внешним контуром нефтеносности располагали нагнетательные скважины, через которые в нефтяные пласты закачивали воду, вытесняющую нефть в добывающие скважины (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.:Недра, 2005, 285 с.) Нагнетательные скважины располагали после внешнего контура нефтеносности, а добывающие скважины располагали до внутреннего контура нефтеносности в пределах чисто нефтяной площади. Это было вполне нормально при достаточном наклоне нефтяных пластов, когда расстояние между внешним и внутренним контурами нефтеносности и, соответственно, между законтурным рядом нагнетательных скважин и внутриконтурными рядами добывающих скважин было не слишком большим. Хорошо, если увеличенное расстояние между рядами нагнетательных и добывающих скважин было компенсировано достаточно высокой гидропроводностью нефтяных пластов, как это имело место на Туймазинском месторождении по девонским нефтяным пластам.

После открытия огромного по своим запасам нефти и еще более огромного по своей площади распространения Ромашкинского месторождения стало понятно, что технология законтурного заводнения для этого месторождения является неудовлетворительной, даже очень плохой. То, что было нормально и хорошо для Туймазинского месторождения, показалось неудовлетворительно и плохо для Ромашкинского месторождения, потому что у него очень пологие, почти горизонтальные нефтяные пласты и существенное значение приобретают локальные поднятия, на его периферии происходит постепенный переход от сплошного нефтяного поля к нефтяному полю с локальными зонами воды, к чередованию зон нефти и воды к водяному полю с локальными зонами нефти и далее к сплошному водяному полю, т.е. внешний контур нефтеносности не представляется одной сплошной линией, а возникает несколько замкнутых линий, пропадает обычная простота рисунка контура нефтеносности. К тому же эффективная нефтяная толщина и гидропроводность нефтяных пластов у Ромашкинского нефтяного месторождения существенно ниже, чем у Туймазинского, и тем более значительно ниже на периферии. Поэтому разрабатывать Ромашкинское месторождение путем законтурного заводнения, как успешно разрабатывали Туймазинское месторождение, было совершенно недопустимо, так как было во много раз менее эффективно. Поэтому было принято единственно возможное рациональное решение о внутриконтурном заводнении (В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005, 286 с).

Способ внутриконтурного заводнения принят нами за прототип.

Разведанные геологические запасы нефти разделяются на две части: извлекаемые и остаточные неизвлекаемые. При применении известного способа закачиваемая в пласт вода часть разведанных геологических запасов нефти вытесняет, а другую часть геологических запасов, которые называют остаточными - захороняет.

Главный недостаток широко применяемого способа разработки нефтяных месторождений путем заводнения состоит в том, что неизвлекаемая часть геологических запасов нефти обычно бывает значительно больше извлекаемой части геологических запасов нефти. Доля извлекаемых запасов нефти находится в пределах от 20% до 50%, а доля неизвлекаемых запасов нефти - соответственно в пределах от 50% до 80%.

Извлекаемые запасы нефти равны произведению балансовых геологических запасов нефти и коэффициента нефтеотдачи.

Qо=Qб.Kно

Коэффициент нефтеотдачи обычно представляется в виде произведения трех коэффициентов:

Kно=Kв.Kс.Kз

Первый из коэффициентов Кв - коэффициент вытеснения, который определяют в лабораторных условиях на небольших образцах породы нефтяных пластов (на кернах) при достаточно большой прокачке вытесняющего агента, например вытесняющей воды. Этот коэффициент учитывает различие физических свойств нефти и вытесняющей воды. Нефть и вода взаимно нерастворимы. На их контакте возникают поверхностные силы, которые с учетом пористости породы нефтяных пластов и с учетом малых размеров пор и неоднородности поровых каналов превращаются в капиллярные давления и градиенты капиллярного давления. Последние называют «маленькими гигантами», потому что они во много раз больше градиентов гидродинамического давления, под воздействием которого происходит фильтрация нефти и воды в пласте от забоев нагнетательных скважин к забоям добывающих скважин.

Второй из коэффициентов Кс - коэффициент сетки скважин, который учитывает влияние плотности проектной сетки скважин: чем больше плотность сетки скважин, тем больше нефтеотдача. Этот коэффициент учитывает размеры проектной сетки скважин (расстояние между скважинами согласно проекту), зональную неоднородность по проницаемости и прерывистости нефтяных пластов и шаг хаотической изменяемости - размер зоны, которыми моделируется зональная неоднородность нефтяных пластов. Шаг хаотической изменяемости сравнивается с расстоянием между скважинами, и чем больше их отношение, тем больше коэффициент сетки и, соответственно, больше коэффициент нефтеотдачи.

Шаг хаотической изменяемости определяется по пробуренной сетке скважин геофизически и гидродинамически исследованных скважин.

Первые два коэффициента из балансовых геологических запасов нефти определяют подвижные запасы нефти

Qп=Qб-Kв-Kс

Третий коэффициент Кз - коэффициент заводнения. Он так называется, потому что на разрабатываемых нефтяных месторождениях основным методом воздействия на нефтяные пласты является метод заводнения. Но кроме закачки вытесняющей воды на разрабатываемых месторождениях производится закачка и других вытесняющих агентов, например различных газов, различных водных полимерных растворов и других. Тогда этот коэффициент можно называть коэффициентом использования подвижных запасов нефти. Кз - коэффициент заводнения зависит от расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, которая количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации V2, и от коэффициента д0 - различия физических свойств нефти и вытесняющего агента в пластовых условиях, прежде всего различия подвижностей и плотностей.

В расчетах разработки нефтяных залежей с различными значениями коэффициента µо приходится переходить от весовой доли вытесняющего агента в дебите жидкости скважины А2 к расчетной доле вытесняющего агента скважины А

A = A 2 ( 1 A 2 ) μ o + A 2

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, количественно характеризуемой квадратом коэффициента вариации V2=1, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

К3зн+(Кзкзн)·А=0,185+0,648·А,

где А - расчетная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающей скважины.

Величины V2 и µо можно определять по формулам с учетом физических закономерностей, но лучше определять по фактической закономерности обводнения добывающих скважин - по изменению их коэффициентов продуктивности по нефти ηн и по воде ηв в зависимости от накопленного отбора нефти.

Коэффициент вытеснения по многим длительное время разрабатываемым нефтяным месторождениям находится на уровне 0,6-0,8. Но по новым менее продуктивным нефтяным месторождениям он оказался на уровне 0,4-0,5, т.е. меньше в 1,5-1,6 раз. А если по этим месторождениям коэффициент вытеснения каким-то образом увеличить в 1,5 раза, то соответственно увеличится коэффициент нефтеотдачи. Если начальные извлекаемые запасы нефти в Российской Федерации по оценке английских специалистов равны 10 миллиардам тонн, то при увеличении коэффициента вытеснения в 1,5 раза начальные извлекаемые запасы нефти станут 15 миллиардов тонн.

Сниженные и низкие коэффициенты вытеснения нефти у вытесняющей воды составили от от 0,6-0,8 до 0,4-0,5. Это является результатом того, что нефть и вытесняющая вода значительно различаются по своим физическим свойствам, так как нефть и вода взаимно нерастворимы и в пористой породе нефтяных пластов на контакте нефти и вытесняющей воды возникают поверхностные силы. С учетом высокой неоднородности поровых каналов эти поверхностные силы создают капиллярное давление, градиенты капиллярного давления, которые несравненно велики по сравнению с градиентами гидродинамического давления и они замыкают и захороняют остаточную нефть.

Возникающие капиллярные давления и их градиенты часть геологических запасов нефти, причем существенную и даже значительную часть геологических запасов нефти, захороняют, и захороненную часть геологических запасов нефти нельзя уменьшить путем изменения и увеличения градиентов гидродинамического давления. Сделать это можно только с помощью уравновешивания одних капиллярных давлений другими капиллярными давлениями.

Задачей предложенного способа является добыча остаточных запасов нефти.

Для решения указанной задачи в предлагаемом способе извлечения остаточной нефти из добывающей скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, включающем внутриконтурное заводнение, согласно изобретению по наиболее продуктивной скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении их предельных значений с прекращением отбора жидкости в упомянутую скважину закачивают углеводородный газ, вытесняя жидкость из кольцевого пространства скважины и из зоны дренирования скважины нефтяных пластов, причем объем закачиваемого углеводородного газа определяют по формуле

Vr=Qд×Рпл

где Qд - объем добытой нефти,

Рпл - пластовое давление,

после чего переводят добывающую скважину на добычу нефтегазовой смеси.

В результате применения предложенного способа закачанный углеводородный газ снимает блокаду ранее закачанной вытесняющей воды и освобождает остаточную нефть, смешиваясь с остаточной нефтью. При этом резко уменьшается доля вытесняющей воды и за счет освобожденной нефти увеличивается доля нефти, а вытесненная из зоны дренирования скважины ранее закачанная вода вместе с водой, закачиваемой в нагнетательные скважины, будет эффективно воздействовать на соседние добывающие скважины.

Пример практического осуществления способа извлечения остаточных запасов нефти.

На месторождении с геологическими запасами нефти 200 миллионов тонн, как и на большинстве нефтяных месторождений нашей страны, была запроектирована и осуществлена разработка путем внутриконтурного площадного заводнения по обращенной 9-точечной схеме. При этой схеме заводнения на одну нагнетательную приходятся три добывающие скважины (m=3). Каждая добывающая скважина гидродинамически связана с двумя или четырьмя добывающими скважинами, а каждая нагнетательная скважина гидродинамически связана с восемью добывающими скважинами. Через нагнетательные скважины в нефтяные пласты под высоким давлением закачивается вода, которая вытесняет нефть в добывающие скважины.

Разрабатываемые нефтяные пласты характеризуются параметрами: эффективной толщиной и проницаемостью. Еще пласты обычно характеризуются многоcлойностью: состоят из нескольких проницаемых слоев, разделенных непроницаемыми прослоями. Нефтяным пластам присуща очень высокая природная неоднородность по проницаемости и по эффективной толщине. Эта природная неоднородность создана в продолжительные геологические времена, стабильна и неизменна во времени, но изменяется по площади распространения пластов.

Неоднородность нефтяных пластов по эффективной толщине и проницаемости бывает зональной, например по зонам дренирования скважин. А в скважинах по зонам дренирования скважин наблюдается послойная неоднородность по проницаемости. В соответствии с зональной и послойной неоднородностью по проницаемости происходит вытеснение нефти закачиваемой водой. По рассматриваемой наиболее продуктивной скважине в первую очередь произошло вытеснение извлекаемой нефти и достижение предельной экономически обоснованной обводненности, например, равной 95%. Это весовая обводненность. При коэффициенте различия физических свойств нефти и вытесняемой воды в пластовых условиях, равном µo=10, получается предельная расчетная доля вытеснения агента

A = A 2 ( 1 A 2 ) μ o + A 2 = 0,95 0,05 10 + 0,95 = 0,66

При расчетной послойной неоднородности нефтяных пластов по проницаемости, характеризуемой величиной квадрата коэффициента V2=1,0, коэффициент заводнения определяется по следующей формуле:

Кз=0,185+0,648·А=0,183+0,648·0,666=0,614.

При коэффициенте вытеснения нефти водой Кв=0,5 и коэффициенте сетки Кс=0,9 коэффициент нефтеотдачи получается равным

Кнов·Кс·Кз=0,5·0,9·0,614=0,276.

При достижении такой предельной весовой обводненности А2=0,95 и такой нефтеотдачи нефтяных пластов Кно=0,276 рассматриваемая добывающая скважина выключается из работы - перестает отбирать жидкость. В дальнейшем в свою очередь также будет и по другим скважинам и в целом и по всем добывающим скважинам и в целом по месторождению.

После прекращения отбора жидкости в рассматриваемую добывающую скважину закачивают углеводородный газ, который идет по кольцевому пространству между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, вытесняя жидкость из этого кольцевого пространства, а затем из зоны дренирования скважины.

При этом была отобрана нефть в объеме Q д 1 = Q б К н о γ н 1 n o = 200 500 0,276 0,8 = 0,138 м л н . м 3 с к в .

где nо=500 скв., no - общее число добывающих скважин, γн=0,8 т/м3 - плотность нефти в пластовых условиях. Накопленная добыча нефти на одну рассматриваемую добывающую скважину составит Qд=0,138 млн.м3/скв.=0,110 млн.т./скв..

Общая накопленная добыча нефти по варианту заводнения в целом по месторождению будет равна Qд=Qд1·ηo=0,138·500=69 млн.м3=55,2 млн.т.

При пластовом давлении Pпл=100 ат после прекращения отбора жидкости из одной рассматриваемой добывающей скважины в нее будет закачано углеводородного газа Qг=Qд1·Pпл=0,138·100=1,38 млн.м3/скв.

В целом по месторождению за время разработки всего будет закачано газа Qг=Qд1·nо=1,38·500=690 млн.м3

Принимая эффективность рассматриваемого процесса равной 0,9, коэффициент нефтеотдачи будет Кно=0,9·Кв·Кс·Кз=0,9·1·0,9·0,614=0,497.

При этом накопленная добыча нефти будет Qд=Qб·Kно=200·0,497=99,5 млн.т.

При этом прирост добычи нефти по сравнению с обычным заводнением составит: 99,5-69=30,5 млн.т и происходит увеличение коэффициента нефтеотдачи в 99,5:69=1,44 раза.

После завершения закачки газа в рассматриваемую добывающую скважину ее переводят на добычу нефтегазовой смеси.

При достижении высокой обводненности по другим добывающим скважинам по ним тоже организуется закачка углеводородного газа.

При увеличении числа добывающих скважин с закачкой углеводородного газа в необходимых объемах уменьшается закачка воды в нагнетательные скважины.

Таким образом, предложенный способ разработки на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с использованием внутриконтурного заводнения позволяет устранить значительный недостаток применяемых способов разработки с использованием заводнения и позволяет резко уменьшить неизвлекаемую часть геологических запасов нефти, т.е. резко уменьшить неизвлекаемые остаточные запасы нефти.

Способ извлечения остаточной нефти из нефтяной залежи с послойной и зональной неоднородностью пластов, включающий внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин, среди которых выбирают наиболее продуктивную скважину, в ней контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность и при достижении предельного значения весовой обводненности с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме, вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины, при этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси, а при достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти, увеличение нефтеизвлечения, повышение темпа отбора, увеличение охвата воздействием по площади и вертикали.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления при отрицательных температурах.

Изобретение относится к области добычи нефти с помощью искусственного воздействия на нефтяной пласт. Обеспечивает возможность вытеснения остаточной нефти из блоков залежи с вертикальной трещиноватостью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для закачки необходимых объемов воды в пласт. Установка скважинная штанговая насосная для закачки воды в пласт включает пакер, установленный выше пласта, колонну труб с нагнетательным и всасывающим клапанами, плунжерный насос с цилиндром, спускаемым на колонне труб и установленным выше клапанов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей с поддержанием пластового давления. Способ включает строительство нагнетательных и добывающих скважин, проведение направленных гидравлических разрывов с обеспечением гидравлической связи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с обеспечением в рядах нагнетательных скважин равномерного фронта высокого давления, отбор флюида из добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления. Обеспечивает снижение металлоемкости конструкции устройства, повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт. Сущность изобретения: устройство содержит размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел. Причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб. При этом в межколонное пространство под давлением предусмотрена подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса. Герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта. Выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа. Наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения. При этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб. Ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями. Каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки. Ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. Из скважин формируют элементы квадратной сетки. Одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. В каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Добывающие и нагнетательные скважины выполняют с определенной длиной их горизонтальных стволов, которую определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют направления трещиноватости коллектора, разбуривают залежь вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формируют пятиточечные элементы разработки с бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах. На этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, а в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах. Сущность изобретения: осуществляют вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Согласно изобретению заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней. При этом компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин. В процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к получению умягченной воды для нагнетания в пласт. Способ включает (а) выработку умягченной воды путем (i) подачи исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ вплоть до 15000 мг/л и содержание многовалентных катионов более 40 мг/л, в фильтр, содержащий слой катионообменной смолы в моновалентной катионной форме, (ii) пропуска исходной воды через слой катионообменной смолы, (iii) вывода из фильтра умягченной нагнетаемой воды, имеющей содержание многовалентных катионов вплоть до 40 мг/л; (б) регенерацию катионообменной смолы путем (i) подачи регенерационного рассола в фильтр, причем регенерационный рассол представляет собой природную воду с высоким солесодержанием, имеющую концентрацию моновалентных катионов и многовалентных катионов, такую, что предел умягчения для исходной воды составляет вплоть до 40 мг/л многовалентных катионов, где предел умягчения для исходной воды определяется как коэффициент умягчения, умноженный на концентрацию многовалентных катионов в исходной воде (мг/л), и где коэффициент умягчения определяется как: (молярная концентрация моновалентных катионов в исходной воде)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в исходной воде) : (молярная концентрация моновалентных катионов в регенерационном рассоле)2/(молярная концентрация многовалентных катионов в регенерационном рассоле). Технический результат - интенсификация добычи углеводородов из пласта. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины. Устройство смонтировано на колонне насосно-компрессорных труб и содержит подвеску, оснащенную двумя пакерами. В полости подвески выполнены, по меньшей мере, два кольцевых выступа, в последних герметично установлен стакан с упором в торцевой выступ подвески, выполненный с продольными каналами, образующие межтрубные пространства. В стенке стакана по обе стороны от нижнего кольцевого выступа установлены два штуцера с калиброванными проходными сечениями, сообщающими полость стакана, с одной стороны, с верхним пластом скважины через верхний штуцер, межтрубное пространство между кольцевыми выступами и окна, выполненные в стенке подвески, и с другой, - с нижним пластом через нижний штуцер, межтрубное пространство ниже кольцевых выступов и продольные каналы торцевого выступа. Технический результат заключается в обеспечении возможности оперативной закачки запланированных объемов жидкости в пласты скважины с разной приемистостью. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Определяют границы зон с различной проницаемостью. Уплотняют сетку скважин не более 4 га/скв. Закачивают вытесняющую жидкость в каждую зону через нагнетательные скважины и добывают продукцию пласта из каждой зоны через добывающие скважины. При этом зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, средне-проницаемые и высокопроницаемые. Уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах. При этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3. После снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта. Затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке. Техническим результатом является интенсификация отбора из низкопроницаемых зон и повышение коэффициента извлечения нефти. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность решения: способ содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне ≤30° API, и способ включает в себя следующие операции: (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. 3 н. и 45 з.п. ф-лы, 15 ил.
Наверх