Способ разработки нефтяной залежи



Способ разработки нефтяной залежи
Способ разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2514046:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2274741, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2006), включающий разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, бурение дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Для вовлечения в разработку низкопроницаемых зон залежи обеспечивают вертикальные потоки пластовых флюидов, для чего в качестве дополнительных стволов из вертикальных нагнетательных скважин бурят пологонаправленные стволы в верхней части продуктивного пласта, из вертикальных добывающих скважин бурят пологовосстающие стволы в нижней части продуктивного пласта, проводят мероприятия по исключению нагнетания рабочего агента через вертикальные стволы нагнетательных скважин и отбору продукции через вертикальные стволы добывающих скважин, для чего в интервалы перфорации закачивают изоляционные материалы, в качестве рабочего агента через пологонаклонные стволы нагнетательных скважин в верхнюю часть продуктивного пласта закачивают теплоноситель, через пологовосстающие стволы добывающих скважин из нижней части продуктивного пласта отбирают продукцию, при этом закачку теплоносителя проводят в режиме, определяемом степенью прогрева продуктивного пласта, а отбор продукции производят при максимальной депрессии на продуктивный пласт с поддержанием уровня жидкости в добывающих скважинах на минимальном уровне таким образом, чтобы заставить разогретую нефть стекать по пологовосстающим стволам к вертикальным добывающим скважинам.

Недостатками данного способа являются невыработанность значительной части запасов нефти, низкая нефтеотдача залежи, большие затраты на строительство скважин.

Наиболее близким является способ разработки неоднородной нефтяной залежи на поздней стадии (патент RU №2148158, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.04.2000), включающий отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и ввод дополнительных скважин. Дополнительные скважины вводят на участках с максимальной гидродинамической связью между скважинами, формируют замкнутую систему заводнения, а дебит жидкости добывающих скважин принимают равным суммарной приемистости нагнетательных скважин, воздействующих на добывающую скважину, при этом дебит добывающей скважины увеличивают за счет дополнительной перфорации, гидроразрыва, выполнения боковых стволов.

Недостатками данного способа являются недостаточная эффективность разработки неоднородной залежи, низкая продуктивность скважин, большие затраты на строительство дополнительных скважин.

Техническими задачами предлагаемого способа являются увеличение дебитов нефти, продуктивности скважин и получение дополнительной добычи нефти, сокращение расходов на бурение вторых стволов, сроков бурения и самого числа скважин за счет уменьшения длины бокового ствола с восходящим забоем и проведения в нем гидроразрыва пласта.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим 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.

Новым является то, что 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.

Сущность изобретения

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности выработки нефтяной залежи, увеличения дебита нефти и продуктивности скважин, получения дополнительной добычи нефти, сокращения затрат на строительство дополнительных скважин и сроков бурения.

На фиг.1 представлен участок нефтяной залежи (вид сверху), где

1 - участок нефтяной залежи; 2 - вертикальные добывающие скважины; 3 - вертикальные нагнетательные скважины, 4 - наклонный боковой ствол добывающих и нагнетательных скважин.

На фиг.2 представлен участок нефтяной залежи в разрезе, где

1 - участок нефтяной залежи; 4 - наклонный боковой ствол добывающих скважин; 5 - восходящий забой горизонтальной скважины.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти 1 по сетке бурят вертикальные добывающие 2 и нагнетательные 3 скважины. Через нагнетательные скважины 3 закачивают рабочий агент, через добывающие скважины 2 отбирают продукцию. При такой системе разработки в продуктивном пласте 1 остаются неохваченные воздействием низкопроницаемые зоны. На данном этапе разработки дальнейшая интенсификация притоков не приводит к извлечению нефти из низкопроницаемых зон, дебит нефти залежи 1 падает, продуктивность скважин 2 снижается. Причинами этого может быть закольматированность призабойной зоны, неправильно подобранные или проведенные мероприятия при бурении скважин, изменение проницаемости призабойной зоны скважин 2 и 3. Для вовлечения в разработку неохваченных воздействием зон залежи 1 проводят боковые стволы 4 в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями 5 из вертикальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин. Длины стволов выбирают, исходя из геологического строения залежи до 60 м. Далее в боковых горизонтально наклонных стволах 4 с восходящими забоями 5 проводят гидроразрыв пласта. Далее перфорируют необсаженный участок горизонтально наклонного дополнительного ствола 4 и производят отбор продукции из скважин 2.

Такая геометрия дополнительных стволов 4 и проведение гидроразрыва способствуют созданию трещины именно в конце ствола 5, что значительно расширит дренируемую область залежи 1 и повысит дебиты нефти в несколько раз. Забойное давление при этом распределяется равномерно вдоль горизонтально наклонного ствола, и приток нефти сначала будет осуществляться из горизонтально наклонного ствола 4 с необсаженным забоем 5, а затем и из созданной трещины в концевой части 5.

Помимо увеличения дебитов и получения дополнительной добычи нефти такая геометрия дополнительных стволов 4 позволит существенно сократить затраты на бурение вторых стволов, так как дренируемая площадь залежи увеличивается до 100 м за счет полудлины трещины. Кроме того, уменьшение длины бокового ствола позволит сократить сроки бурения и само число скважин, так как вместо двух вертикальных скважин 2 и 3 достаточно пробурить одну скважину с восходящим забоем 5 и провести в ней гидроразрыв пласта.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь 1 со средней глубиной залегания продуктивной части пласта, равной 980 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет 12 м.

Залежь нефти 1 разбуривают вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Через нагнетательные скважины 3 закачивают рабочий агент (воду), через добывающие скважины 2 отбирают продукцию. Залежь разрабатывают до достижения обводненности продукции 80% и снижения дебита нефти ниже рентабельной величины (1,5 т/сут).

Далее из вертикальных скважин 2 и 3 проводят боковые стволы 4 в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями 5 длиной 60 м, после чего проводят в них гидроразрыв пласта. Перфорируют обсаженный участок горизонтально наклонного ствола 4 и производят отбор продукции до полной выработки пласта из скважин 2.

По промысловым данным из боковых стволов с применением гидроразрыва пласта получили прирост дебита нефти 25 т/сут. Дополнительная добыча нефти по скважинам составила 103,3 тыс. т нефти.

Предлагаемый способ позволит увеличить дебиты нефти, продуктивность скважин и получить дополнительную добычу нефти, сократить расходы на бурение вторых стволов, сроки бурения и число скважин за счет проводки бокового ствола небольшой длины с восходящим забоем и проведения в нем гидроразрыва пласта.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи сырья углеводородной залежи на различных стадиях ее эксплуатации путем непосредственного воздействия на залежь упругими механическими колебаниями заданной интенсивности и частоты. Обеспечивает повышение эффективности механического воздействия на продуктивный пласт залежи, увеличение срока службы привода и уменьшение энергетических затрат. Сущность изобретения: привод вибровозбудителя содержит корпус с подводящим и отводящим каналами, ротор привода реактивного типа, изготовленный из металлокерамики, насаженный на вал-коллектор, который опирается на подшипники, запрессованные в корпус привода, и имеет сменный вкладыш из металлокерамики, выполненный с калиброванным отверстием по его оси и технологической заглушкой с гнездом для этого вкладыша. При этом устройство выполнено с возможностью вращения вала-коллектора от потока газа продуктивного пласта с частотой вращения, заданной проходным сечением калиброванного отверстия сменного вкладыша, выполненного с учетом дебита газовой скважины. 3 ил.
Наверх