Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов


 


Владельцы патента RU 2512150:

Апасов Гайдар Тимергалеевич (RU)

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

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как из терригенных, так и карбонатных коллекторов. Этот способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными, неравномерно вырабатываемыми пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями (НФС). Предлагаемое изобретение представляет совокупность физико-химического метода повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия на пласт и увеличения интенсификации притока добывающих скважин.

В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (далее КИН), который в 1960 г. был равен 51%, к 2000 г. уменьшился до 35%, а к настоящему времени снизился до 27-28%, что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Кроме того, при разработке отечественных месторождений в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). С учетом отечественного и зарубежного опыта, предложенный нами комбинированный способ закачки в нагнетательные скважины осадкогелеобразующих композиций с последующим водогазовым воздействием при использовании попутного газа добывающих скважин на кусту, позволит значительно повысить нефтеотдачу пластов неоднородных нефтяных залежей.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов и регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2090746, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта. Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Основным недостатком способа является то, что для трудноизвлекаемых пластов с ярко выраженной неоднородностью с искусственными или естественными трещинами необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, к тому же, при малейшем отклонении от технологии происходит осаждение глинистых частиц на забой скважины. Способ малоэффективен из-за недостаточного увеличения остаточного фактора сопротивления в трещиноватых зонах пласта, поэтому результат кратковременный с низким коэффициентом нефтеотдачи, низким коэффициентом вытеснения. Для дополнительного вытеснения остаточной нефти в этом способе не применяется водогазовое воздействие и не используются способы утилизации попутного газа.

Известен также способ утилизации попутного газа с созданием разрежения в затрубном пространстве добывающей скважины, оборудованной УЭЦН. Применяется комбинированная схема с установкой струйного насоса-эжектора на устье скважины, в коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры (Устройство для эксплуатации скважин. Полезная модель RU 50596 U1. Автор Михеев П.Е. Заявка №2005121484/22 от 11.07.2005 г.).

Основой в рассматриваемом способе Михеева П.Е. является создание разрежения в затрубном пространстве энергией с помощью струйного насоса-эжектора, устанавливаемого в приемном коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры. При работе УЭЦН скважинная жидкость на устье, протекая через струйный насос, создает разрежение, которое через открытую задвижку отсасывает часть газа из затрубного пространства скважины. Разрежение в затрубном пространстве скважины позволяет увеличить выход газа из скважинной жидкости и отбор его от сепаратора насоса, что улучшает условия всасывания и увеличивает приток скважинной жидкости из пласта, что в целом повышает КПД насосной установки. Этот способ является эффективным техническим решением при эксплуатации скважин УЭЦН с применением эжектора для отбора газа из затрубного пространства с этой же скважины. К тому же, для создания необходимого разрежения в затрубном пространстве требуется создавать на эжекторе высокие скорости жидкости и перепады давлений, а любое штуцирование на устье приводит к увеличению нагрузок на ПЭД и снижению наработки насоса. Основной недостаток способа в том, что он не является методом повышения нефтеотдачи, а методом интенсификации притока и оптимизации добычи одиночных добывающих скважин. Здесь нет воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, водогазовыми смесями, нет утилизации попутного газа, нет увеличения коэффициента вытеснения и охвата по неоднородному пласту.

Известен также способ вытеснения нефти из пласта (патент №2170814, Е21В 43/20, номер заявки: 99121601/03. Дата публикации: 20.07.2001. Авторы: Романов Г.В.; Хисамов Р.С.; Муслимов Р.Х.). Из всех рассмотренных способов этот является наиболее близким техническим решением, аналогом и прототипом для предлагаемого нами способа повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных залежей. По этому способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины связывают и определяют с затрубным пространством добывающих скважин для утилизации их попутного газа. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Несмотря на оригинальность решений этот способ имеет ряд недостатков. Недостатком указанного способа является то, что эжектор находится на забое нагнетательной скважины и для устранения любых неисправностей требуется ремонт скважины с пуско-подъемными операциями. Сложность обслуживания и невозможность регулировать работу эжектора, нет возможности контроля за расходом жидкости и давлением. Закачка воды производится по затрубному пространству при ограниченном давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, это ограничивает подбор кандидатов скважин. Закачка воды по затрубному пространству создает опасность нарушения эксплуатационной колонны, ускоряет процесс коррозии, снижается надежность герметичности. При этом способе не предусматривается закачка осадкогелеобразующих композиций при неоднородных пластах с естественной и исскуственной трещиноватостью, соответственно, будет ниже коэффициент нефтеотдачи.

В отличие от прототипа технический результат заявляемого технического решения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин предварительной закачкой осадкогелеобразующих композиций с блокированием промытых высокопроницаемых каналов, последующей закачкой и продавкой через устьевой эжектор водогазовой смеси с дополнительным довытеснением остаточной нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирается с помощью струйного насоса-эжектора с затрубья добывающих скважин на кусту. При этом способе одновременно решается проблема сохранения, утилизация ресурсов попутного газа с добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов.

Технический результат достигается тем, что в комплексном способе вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве осадкогелеобразующих композиций можно применять составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы. Кроме того, ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад. При необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение, а закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.

В заявляемом способе одновременно производится выравнивание приемистости нагнетательной скважины с последующим увеличением нефтеотдачи и увеличением продуктивности добывающих с последующей интенсификацией притока. Для повышения нефтеотдачи с выравниванием профиля приемистости закачиваются в пласт последовательно осадкогелеобразующие составы и затем через устьевой струйный насос-эжектор водогазовая смесь. Закачка через эжектор в нагнетательной скважине осадкогелеобразующих составов и водогазовой смеси производится в трубное пространство, через насосно-компрессорные трубы в пласт, эксплутационная колонна защищена пакером. Устьевым эжектором для водогазовой смеси используется попутный газ с затрубья не только одной выбранной скважины с УЭЦН, УШГН, но и от группы скважин на кусту. Снижение затрубного давления по группе скважин на кусту приводит к снижению коллекторного давления на нефтесборе, и, как следствие, это ведет к увеличению дебитов этих скважин. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Для увеличения приемистости, спуска приборов для ГИС при закачке химических растворов, кислот, растворителей не требуется изменение устьевой обвязки и демонтаж эжектора, все работы можно производить через лубрикаторную задвижку.

На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины с устьевым эжектором и затрубным пространством добывающей скважины, цифрами обозначены: 1 - лубрикаторная задвижка; 2 - манометр; 3 - буферная задвижка; 4 - манифольдная задвижка; 5 - струйный насос-эжектор; 6 - центральная задвижка; 7 - затрубная задвижка; 8 - линия инжекции затрубного газа; 9 - кабель КРБК с кабельным вводом; 10 - штуцер; 11 - обратный клапан; 12 - патрубок эхолотирования затрубного пространства добывающей скважины; 13 - затрубная задвижка добывающей скважины; 14 - вентиль на газовой линии.

Способ осуществляют следующим образом.

Струйный насос-эжектор устанавливают на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты. Предварительно производят последовательную закачку осадкогелеобразующих композиций в нагнетательную скважину для выравнивания профиля приемистости. Затем производят продавку водой через эжектор с созданием разрежения в газоотводной линии от затрубъя добывающих скважин. Затрубный газ со скважин забирают с помощью струйного насоса-эжектора, смешивают с водой и закачивают в пласт. Последующая закачка и продавка через устьевой эжектор водогазовой смеси производит дополнительное вытеснение остаточной нефти.

В качестве осадкогелеобразующих композиций могут быть использованы составы на водной основе - силикат натрия или полимеры или вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие системы. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Количество газа попутного и концентрация его в смеси воды зависит от приемистости скважины и давления закачки. Для доказательства соответствия заявленного изобретения приводим конкретные примеры практического опробирования способа. Работы проведены на месторождениях Западной Сибири: на Самотлорском и Орехово-Ермаковском.

Пример 1. Практическое применение предлагаемого способа произведено на кусту 1241 Самотлорского месторождения. Устьевой струйный насос-эжектор был установлен на устье нагнетательной скважины 31314 вместо устьевого штуцера. Для инжекции затрубного газа выбрана скважина, оборудованная УЭЦН 37139, продуктивный пласт АВ1-2. Скважина 31314 до эксперимента имела приемистость 250 м3/сут при диаметре шт. 3,5 мм, при Рнаг=9,7 МПа, до штуцера и после него 5,0 МПа. Скважина 37139 работала с параметрами Ндин=1400 м, дебит 60 м3/сут, затрубное давление 1,6 МПа. После эжектора на устье нагнетательной скважины, с линии инжекции через обратный клапан произвели линию обвязки на затрубное пространство скважины 37139. Устьевая обвязка скважин 31314 и 37139 для ВГВ. В эжектор установили сопло и диффузор в соотношении 3,7×5,6 и запустили скважины в работу. В результате закачки воды через устьевой эжектор приемистость скважины стала 220 м3/сут, давление на входе - 10 МПа, после - 4 МПа. Затрубное давление скважины 37139 снизилось с 1,6 МПа до 0,5 МПа. Динамический уровень в скважине увеличился на 200 метров, увеличился дебит на 15 м3/сут, и общее количество инжектируемого газа составляло в пределах 1500 м3/сут. Результаты практического испытания подтвердили эффективность и работоспособность предлагаемого способа.

Пример 2. Следующие испытания прошли на Орехово-Ермаковском месторождении в нагнетательной скважине 574 и добывающей 2400. По промысловым данным по добывающей скважине 2400 за счет использования струйного насоса-эжектора давление в затрубном пространстве снизилось с 2,2 МПа до 0,2 МПа, увеличился дебит жидкости с 80 м3/сут до 114 м3/сут, увеличилась добыча нефти с 14 т/сут до 18 т/сут при динамическом уровне 1300 метров. За период испытаний на скважинах с мая по ноябрь 2011 г. эффективность не изменилась, особых осложнений и гидратообразований на линии инжекции не установлено. Успешность предложенной технологии по утилизации попутного газа из затрубного пространства скважин с последующей закачкой ВГС в нагнетательные скважины с устьевым струйным насосом-эжектором подтверждена на примере двух скважин.

1. Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов, характеризующийся тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве осадкогелеобразующих композиций применяют составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.



 

Похожие патенты:

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов.

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком. Согласно изобретению бурят на всю толщину нефтяного пласта нагнетательные и добывающие скважины. В процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности. Осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками. Затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта. При этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта. Осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

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

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

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

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