Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой



Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой
Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой
Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой

 


Владельцы патента RU 2519243:

Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой включает первоочередную разработку газовой шапки газовыми скважинами и отбор, по крайней мере, части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти. Согласно изобретению при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют отбор и перепуск подошвенной воды в газовую шапку. Обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и обеспечивают создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи. При этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным. 5 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой.

Газонефтяные залежи состоят из газонасыщенной части пласта, располагающейся в верхней сводовой части залежи, называемой газовой шапкой. Ниже газовой шапки залегает нефть и эту часть залежи часто называют нефтяной оторочкой, даже когда площадь нефтяной зоны больше площади газовой шапки. Под нефтяной оторочкой, как правило, имеется водоносная зона - зона подошвенной воды.

Известен способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой путем опережающей разработки нефтяной оторочки и последующей разработки газовой шапки [Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений [Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М., «Недра», 1979 г., стр.13].

Недостатком данного способа разработки на режиме истощения пластовой энергии является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная быстрым снижением дебитов скважин, а также быстрым их обводнением подошвенной водой и «загазовыванием» скважин газом газовой шапки.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой путем первоочередной разработки газовой шапки и отбора по крайней мере части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачки вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбора нефти [Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений / Ю.В. Желтов, В.Н. Мартос, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.С. Степанова. М., «Недра», 1979 г., стр.8-12] (прототип).

Недостатком способа является невысокая эффективность добычи нефти, обусловленная утечками нефти в газовую шапку при снижении в ней давления при отборе газа.

Технический результат изобретения заключается в устранении указанных недостатков, а именно в повышении коэффициента нефтеотдачи при разработке залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования подошвенных вод, снижения затрат на подготовку и закачку воды в пласт, а также в увеличении добычи газа и снижении обводненности добываемой продукции.

Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе разработки газонефтяной залежи с подошвенной водой путем первоочередной разработки газовой шапки газовыми скважинами и отбора по крайней мере части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачки вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбора нефти, согласно изобретению, при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют перепуск подошвенной воды в газовую шапку, перепуск подошвенной воды осуществляют с помощью скважины, в которой перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки, обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи, при этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным; скважина для перепуска подошвенной воды может использоваться в качестве нагнетательной для закачки перепускаемой воды в нефтяной пласт на этапе разработки нефтяной оторочки; скважина для перепуска подошвенной воды может быть многозабойной с горизонтальными боковыми стволами, причем интервалы перфорации боковых стволов располагаются в зоне подошвенной воды в окрестности интервала перфорации добывающих скважин, предназначенных для разработки нефтяной оторочки; к перепускаемой воде могут подкачиваться другие жидкости, например полимерные растворы.

Существенными признаками способа являются:

1) Разработка газонефтяных залежей с подошвенной водой путем вскрытия газовой шапки газовыми скважинами, а нефтяной оторочки - добывающими и нагнетательными скважинами.

2) Первоочередная разработка газовой шапки с отбором по крайней мере части газа.

3) Отбор воды из зоны подошвенной воды.

4) Закачка (перепуск) отобранной воды из зоны подошвенной воды в газовую часть залежи при начале отбора газа.

5) Перепуск подошвенной воды осуществляют с помощью скважины, в которой перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки.

6) Обеспечение продвижения подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи.

7) Регулирование объема отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным.

8) Последующая закачка отобранной воды из зоны подошвенной воды в нефтяную часть залежи.

9) Закачка отобранной воды из зоны подошвенной воды в нефтяную часть залежи через ту же скважину, из которой отбирают воду.

10) Скважина для перепуска подошвенной воды может быть многозабойной, содержащей боковые стволы.

11) Отбор воды из зоны подошвенной воды в окрестности интервала перфорации добывающей скважины, предназначенной для отбора нефти.

12) Закачка дополнительного вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти.

Признаки 1-2 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 3-12 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения заключается в следующем.

При разработке газонефтяных месторождений водоплавающего типа с первоочередной разработкой газовой шапки происходит падение пластового давления в газовой шапке, что вызывает течение нефти из нефтяной оторочки в газовую шапку. Данному обстоятельству способствует также подпор подошвенной воды. Нефть, перетекшую в газовую шапку в последующем извлечь очень сложно и обычно ее рассматривают как потерянную.

В предлагаемом способе производится отбор воды из водоносной подошвенной области и перепуск ее в газовую часть залежи с организацией горизонтального продвижения воды вдоль газонефтяного контакта (ГНК). Под действием гравитации вода будет стремиться двигаться вдоль ГНК, если перфорационные отверстия в скважине, через которую перепускают воду, также будут расположены вблизи ГНК, не намного выше его. Такой прием создает искусственный барьер (водяной) на границе газонефтяного контакта, сдерживающий перетоки нефти в газовую шапку за счет снижения фазовой проницаемости нефти. Перепуск воды обеспечивает также поддержание пластового давления в газовой шапке, что также способствует сокращению перетоков нефти, а отбор воды из зоны подошвенной воды снижает активность подошвенных вод и также снижает притоки воды в нефтяную оторочку. Регулируя объемы отборов газа и перепускаемой воды можно поддерживать ГНК практически неподвижным. Это позволит отбирать значительные объемы газа из газовой шапки, сводя перетоки нефти из оторочки в газовую шапку к минимуму. Скважины, обеспечивающие перепуск подошвенной воды целесообразно равномерно размещать по площади оторочки; количество их можно определить расчетами на моделях. Приближенным условием регулирования отборов, обеспечивающего практическую неподвижность ГНК, является примерное равенство объемов отбора газа и объемов перепускаемой воды. Более точно объемы отборов газа и перепуска воды определяются на моделях.

В предлагаемом способе при вводе в разработку нефтяной оторочки можно продолжить отбор воды из водоносной подошвенной области и перепуск ее в нефтяную часть пласта с организацией горизонтального вытеснения. При этом, как показывают исследования, целесообразно продолжить часть закачиваемой воды направлять в газовую шапку. Более того, в нагнетательной скважине целесообразно вскрыть и несколько метров водоносной подошвенной воды, что позволит минимизировать утечки нефти из нефтяной оторочки в подошвенную зону при организации закачки. Такой отбор и перепуск (закачку) можно произвести с помощью одной и той же скважины в наиболее предпочтительном варианте воплощения настоящего изобретения. При этом сокращаются затраты на водоподготовку, ликвидируется необходимость подъема воды на поверхность, т.е. сокращаются энергозатраты, сохраняется повышенная пластовая температура закачиваемой воды. Конечно, добытую воду можно извлекать на поверхность и закачивать в этот же или в другой горизонт, но этот способ менее эффективен. Закачку воды в нефтяной пласт можно осуществить через ту же скважину, из которой производится отбор воды. Для этого в скважине можно установить насос на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), а интервал закачки ограничить установкой пакеров. Насосные трубы в интервале, ограниченном пакерами, должны быть перфорированы для обеспечения поступления отбираемой воды в нефтяной пласт. Расход перепускаемой воды можно регулировать за счет изменения производительности насоса, объемы перепускаемой воды целесообразно рассчитывать с помощью математических моделей с поиском оптимума.

При организации искусственного воздействия на пласт характер гидродинамических потоков в пласте существенно изменяется. Если при разработке на режиме истощения нефть вытеснялась за счет подъема водонефтяного контакта в вертикальном направлении, то при закачке воды (вытесняющего агента) в нефтяную часть пласта вытеснение в преобладающей степени происходит в горизонтальном направлении вдоль напластования. Искусственное воздействие на пласт обеспечивает рост пластовой энергии, более высокие дебиты скважин и более высокую нефтеотдачу. Вместе с тем и при искусственном воздействии на пласт конусы подошвенной воды продолжают развиваться. Это приводит к тому, что скважины обводняются интенсивнее, чем при разработке обычных залежей пластового типа, их приходится раньше отключать и нефтеотдача остается существенно меньше потенциально возможной. Особенно остро это проявляется на залежах с повышенной вязкостью нефти.

Наиболее предпочтителен вариант реализации способа с применением водозаборной-водонагнетательной скважины, имеющий интервал перфорации в зоне подошвенной воды в окрестности интервала перфорации скважины, предназначенной для отбора нефти. Если на 1 нагнетательную скважину приходится 2 или 3 добывающих, можно проложить боковые стволы к каждой из этих скважин.

При отборе подошвенной воды поблизости от ствола добывающей скважины снижается пластовое давление и условия для развития конуса подошвенной воды в значительной степени ликвидируются. Более того, может развиваться обратный конус нефти - в зависимости от уровня депрессий на пласт и координат интервалов перфорации. До прорыва воды, закачиваемой в соседнюю нагнетательную скважину и движущейся вдоль напластования, обводненность продукции добывающей скважины может снизиться вплоть до нуля. Предотвращая обводнение скважины подошвенной водой, можно добиться значительно большей нефтеотдачи нефтяной оторочки.

Выбор оптимальных параметров закачки/отбора, координат интервалов перфорации и местоположения интервала отбора воды из водоносной области можно осуществить с помощью математического моделирования.

Если активность водоносной зоны недостаточна, могут быть использованы дополнительные источники воды для организации воздействия на залежь.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где:

Фиг.1 - Схема, показывающая принцип изобретения.

Фиг.2 - Схема размещения скважин.

Фиг.3 - Вариант с использованием водозаборно-нагнетательных скважин с боковыми стволами.

Способ осуществляется следующим образом.

На фиг.1 представлена схема разработки газонефтяной залежи с подошвенной водой, показывающая принцип осуществления предлагаемого изобретения, согласно которой разработку залежи начинают с разработки газовой шапки путем отбора газа газовыми скважинами. При этом залежь разбуривают также водозаборно-нагнетательными скважинами, в которых перфорирован пласт в водоносной подошвенной зоне и в зоне газовой шапки. Создают математическую модель залежи и рассчитывают оптимальный сценарий разработки. При отборе газа из газовых скважин через водозаборно-нагнетательные скважины начинается переток воды из зоны подошвенной воды в газовую шапку, который можно регулировать посредством установки в них насосов. После отбора определенного объема газа, начинают разработку нефтяной оторочки, разбуривая ее добывающими скважинами; отбор газа газовыми скважинами продолжают. В водозаборных скважинах также можно перфорировать пласт нефтяной оторочки и начинать закачку (перепуск) воды в нефтяной пласт. При необходимости бурятся также дополнительные нагнетательные скважины. Если активность водоносной зоны недостаточна, в залежь может закачиваться вода из других источников.

Примеры реализации способа.

Пример 1. На фиг.2 показана схема размещения скважин.

Пласт залегает на глубине 1000 м, насыщен нефтью вязкостью 300 мПа*с при пластовых условиях: температуре 30°С и давлении 10.5 МПа. Пласт сложен терригенными породами. Суммарная эффективная толщина нефтяного пласта 11 м, газового пласта - 22 м, начальная нефтенасыщенность 0.65, средняя пористость - 33%.

На данном элементе пробурили 1 газодобывающую скважину и начали отбор газа с ежегодным темпом 4% от начальных запасов газа. При этом были пробурены водозаборно-нагнетательные скважины, в которых перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки. Через 10 лет отбора газа приступили к разработке нефтяной оторочки, пробурив добывающие скважины и осуществив перфорацию нефтяной оторочки в водозаборно-нагнетательных скважинах. Отбор газа газовыми скважинами продолжали. Критерием окончания разработки в обоих случаях являлось достижение обводненности продукции значения 98%.

При реализации способа по прототипу осуществляли отбор газа в течение 10 лет, а затем разбурили элемент нагнетательными и добывающими скважинами и начали разработку нефтяной оторочки при продолжении отбора газа. Сопоставление результатов разработки по двум способам представлено в табл.1. Расчеты проводились с использованием коммерческого симулятора.

Таблица 1
Сопоставление результатов разработки по двум способам
№ п/п Показатель Единицы измерения Вариант по прототипу Вариант по предлагаемому способу Изменение показателя, %
1. Накопленная добыча нефти тонны 2613 3227 +23.5
2. Накопленная добыча жидкости тонны 1166210 1118167 -4.1
3. Накопленная добыча газа нм3 277874020 279181220 +0.5
4. Накопленная закачка воды м3 4287589 4304151 +0.4

Из табл.1 следует, что реализация предлагаемого способа обеспечивает существенные преимущества по сравнению со способом по прототипу. Добыча нефти увеличилась на 23.5% за счет сокращения перетоков нефти в газовую шапку при росте объемов закачки воды всего на 0.4%, добыча жидкости сократилась на 4.1%. Добыча газа увеличилась на 1.3 млн. м3, или на 0.5%. Значительное увеличение добычи нефти при заметном сокращении добычи жидкости свидетельствует о том, что и обводненность добываемой продукции заметно снизилась, в том числе практически безводной нефти получено на 10% больше, чем по способу прототипа.

Пример 2. Элемент пласта имел такие же характеристики, что и в примере 1. Вместо вертикальных водозаборно-нагнетательных скважин в этом примере использованы скважины с двумя боковыми стволами, направленными практически перпендикулярно к горизонтальным добывающим скважинам, как показано на фиг.3.

Разработку элемента осуществляли так же, как и в примере 1. За счет регулирования отборов воды горизонтальными водозаборными стволами и регулирования дебитов добывающих скважин по сравнению с базовым вариантом накопленная добыча нефти увеличилась на 27.8%, добыча жидкости сократилась на 7.9%, соответственно снизилась обводненность добываемой продукции.

Пример 3. Элемент пласта имел такие же характеристики, что и в примерах 1 и 2. Разработку элемента осуществляли также как и в примере 1, однако на стадии разработки нефтяной оторочки в водозаборно-нагнетательные скважины периодически (раз в квартал) закачивали раствор полимера в объеме 1000 м3 с концентрацией полимера в растворе 0.5 кг/м3. По сравнению с базовым вариантом накопленная добыча нефти увеличилась на 32.9%, добыча жидкости сократилась на 11.6%, а добыча газа увеличилась на 3.9 млн. м3, или на 1.5%.

Из приведенных примеров видно, что преимуществом предлагаемого изобретения по сравнению с прототипом является улучшение технологических показателей разработки, а именно повышение коэффициента нефтеотдачи при разработке залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования подошвенных вод, снижения затрат на подготовку и закачку воды в пласт, увеличение добычи газа и снижение обводненности добываемой продукции.

1. Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой путем первоочередной разработки газовой шапки газовыми скважинами и отбора по крайней мере части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачки вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбора нефти, отличающийся тем, что при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют отбор и перепуск подошвенной воды в газовую шапку, обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и обеспечивают создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи, при этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перепуск подошвенной воды осуществляют с помощью скважины, в которой перфорирован интервал пласта в зоне подошвенной воды и в зоне газовой шапки.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что скважину для перепуска подошвенной воды используют в качестве нагнетательной для закачки перепускаемой воды в нефтяной пласт на этапе разработки нефтяной оторочки.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что для перепуска подошвенной воды используют многозабойную скважину, содержащую боковые стволы.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в скважине для перепуска подошвенной воды интервалы перфорации боковых стволов располагают в зоне подошвенной воды в окрестности интервала перфорации добывающих скважин, предназначенных для разработки нефтяной оторочки.

6. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что помимо перепускаемой подошвенной воды в пласт закачивают полимерные растворы.



 

Похожие патенты:

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.

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.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины.

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).

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. 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. В двух нефтенасыщенных пропластках, совпадающих в структурном плане, горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами так, что, пересекаясь, горизонтальные стволы образуют сетку. В центре каждой ячейки полученной сетки размещают от 1 до 2 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин проводят в одном из нефтенасыщенных пропластков, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин, расположенных перпендикулярно первому, проводят в другом нефтенасыщенном пропластке для создания возможности перпендикулярных фильтрационных потоков одного пропластка относительно другого. Расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения в структурном плане выдерживают минимально 0,5 м, где предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва рабочего агента. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Обеспечивает возможность оптимизации давления в водоводах, снижения вероятности их порыва и сокращения материальные затрат на поддержание пластового давления. Сущность изобретения: система поддержания пластового давления включает насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды. Согласно изобретению водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости. Отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе. При этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет изменения режимов отбора-закачки. Сущность изобретения: при разработке мелких отдельных нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле. 1 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м. Горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3; N - число вертикальных нагнетательных скважин; Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Обеспечивает повышение охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин, проведение исследований, уточнение размеров залежи, пробную эксплуатацию залежи и создание геолого-гидродинамической модели, дополнительное разбуривание залежи, отбор нефти через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под нагнетание рабочего агента. Условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину, составляют угол от 30° до 180° для обеспечения максимального охвата залежи упомянутыми скважинами. На основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют длину, параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и их количество с учетом отбора одной горизонтальной скважиной не менее 25000 т извлекаемых запасов нефти. Осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи, под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости и на равном расстоянии от вертикальных скважин. После отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений. Нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды. После обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды. В закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л. При снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла. Циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.
Наверх