Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз



Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз
Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз
Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз
Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз
Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз

 


Владельцы патента RU 2520997:

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

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке литологически экранированных нефтяных залежей.

Известен способ разработки литологически экранированных нефтенасыщенных линз одной скважиной, включающий чередование закачки воды с гидроразрывом пористой среды и регулируемым сбросом давления и отбора пластовой жидкости. Закачку воды осуществляют при давлении на забое скважины, превышающем давление разрыва пористой среды и достаточном для создания глубокопроникающих в пласт к границам линзы вертикальных трещин. Прекращают закачку воды при восстановлении пластового давления до первоначального уровня. Быстро сбрасывают давление на забое скважины. Преобразуют скважину под эксплуатацию и отбирают пластовую жидкость до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного (патент РФ №2150578, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.06.2000 г.).

Известный способ позволяет осуществить чередование закачки и отбора и добиться повышения нефтеотдачи, однако значительная часть запасов нефти остается невыработанной, т.к. не учитывается изменение свойств пласта в ходе разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной, включающий чередование отбора пластовой жидкости до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачки воды с повышением пластового давления. В способе анализируют профиль линзы, определяют границы и участки с пониженным и повышенным расположением залежи, через вертикальную скважину в продуктивный пласт в направлении пониженного или повышенного участка бурят не менее одного горизонтального ствола, закачку воды производят периодически в пониженный участок линзы, а отбор пластовой жидкости ведут периодически из повышенного участка линзы (патент РФ №2242594, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.12.2004 г.).

Известный способ позволяет добиться повышения нефтеотдачи за счет бурения дополнительного горизонтального ствола, однако здесь также не учитывается изменение свойств пласта в ходе разработки. Для мелких нефтяных линз бурение горизонтального ствола - экономически затратное мероприятие и не всегда приводит к положительному экономическому эффекту.

Технической задачей изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет изменения режимов отбора-закачки.

Техническая задача решается способом разработки мелких отдельных нефтяных линз, включающим вскрытие линзы одиночной скважиной, чередование отбора пластовой жидкости из верхней части линзы до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачки вытесняющего агента с повышением пластового давления.

Новым является то, что закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, а отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального, причем периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального, а периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения, причем 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.

Опыт разработки как терригенных, так и карбонатных коллекторов показывает, что при снижении пластового давления до 80-90% (в зависимости от геолого-физических характеристик: 90% - для трещинно-поровых коллекторов, 80% - для поровых) от давления насыщения газ из нефти не выделяется, а выделяется при превышении этого значения.

Закачку вытесняющего агента в каждом цикле ведут до снижения приемистости до 50% от первоначальной, т.к. расчеты показали, что дальнейшее продолжение закачки со снижающейся приемистостью нецелесообразно, причем за это время пластовое давление успевает подняться выше начального.

Отбор жидкости в каждом цикле осуществляют до падения дебита нефти до 20-60% от первоначального. Данные значения определяются из экономических соображений, связанных с минимально рентабельным дебитом нефти. Расчеты для различных геолого-физических характеристик пласта показали, что экономическая рентабельность скважины сохраняется при текущем дебите нефти 20-60% от первоначального.

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. Расчеты различных вариантов продолжительности начального этапа разработки показали, что при снижении первоначального дебита нефти менее чем на 30% в последующих после первого цикла и дальнейшего перевода на предлагаемый в изобретении режим происходят потери суммарного отбора нефти, т.к. воды на начальном этапе отбирается значительно больше, чем нефти. А при снижении первоначального дебита нефти более чем на 60%, суммарный отбор нефти также оказывается ниже, при этом требуется большее количество последующих циклов.

На фиг.1 представлена схема отбора продукции из линзы. На фиг.2 изображена схема закачки вытесняющего агента. На фиг.3 - график накопленной добычи нефти по способу-прототипу и предлагаемому способу. На фиг.4 - график дебита нефти по способу-прототипу и предлагаемому способу. На фиг.5 - график пластового давления (прототип и предлагаемый способ).

Способ реализуют следующим образом.

На нефтяной залежи 1 (фиг.1), литологически экранированной непроницаемыми породами 2, бурят одну скважину, обустраивают, проводят вторичное вскрытие у кровли 3 и у подошвы 4. Устанавливают пакер 5 между насосно-компрессорной трубой 6 (НКТ), по которой осуществляют закачку, и эксплуатационной колонной 7. Через верхние перфорационные отверстия 8 по НКТ 9 производят отбор продукции скважины (фиг.1) до снижения пластового давления до 0,8-0,9 от давления насыщения нефти газом. Затем переводят данную скважину под закачку пластовой воды (фиг.2) по НКТ 6 через нижние перфорационные отверстия 10, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Далее вновь производят отбор продукции. Циклы повторяют.

Постепенно с каждым циклом начальный и конечный дебиты нефти снижаются. Не дожидаясь снижения пластового давления до 0,8-0,9 от давления насыщения, переводят скважину под нагнетание, причем при дебите нефти 30-60% от первоначального в первом цикле. Закачку ведут под максимальным давлением, но не превышающим давления гидроразрыва породы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, после чего скважину переводят под добычу. Отбор жидкости ведут до падения дебита нефти до 20-60% от первоначального в текущем цикле. Циклы повторяют до достижения обводненности продукции скважины 98% или минимально рентабельного дебита нефти.

Пример конкретного выполнения способа.

Продуктивные пласты месторождения представлены порово-трещинными карбонатными отложениями, глубина кровли залегания - 710 м.

Выбирают литологически экранированную непроницаемыми породами 2 (фиг.1) залежь 1 небольших размеров - 250×250 м, чисто нефтенасыщенную. Толщина пласта 5-30 м, пористость матрицы - 0,15, пористость трещин - 0,01, проницаемость матрицы - 50 мД, проницаемость трещин - 500 мД, начальная пластовая температура - 25°C, начальное пластовое давление - 10 МПа, давление насыщения нефти газом - 3,1 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 27 мПа·с, вязкость воды в пластовых условиях - 1,69 мПа·с.

Осуществляют строительство и подготовку к эксплуатации вертикальной скважины. Проводят вторичное вскрытие продуктивной части залежи 1 (фиг.1) у кровли 3 и у подошвы 4. Устанавливают пакер 5 между НКТ 6 (предназначенной для закачки воды) и эксплуатационной колонной 7 и между отверстиями 8 и 10, считая от кровли пласта в пропорции 3:2.

Через верхние перфорационные отверстия 8 производят отбор продукции скважины с начальным дебитом нефти 10 т/сут (фиг.4) по НКТ 9 при забойном давлении 3,5 МПа в течение 4 лет, пока пластовое давление не снизится до 0,9 от давления насыщения нефти газом (фиг.1), т.е. до 2,8 МПа (фиг.5). Затем переводят данную скважину под закачку пластовой воды с приемистостью 40 м3/сут по НКТ 6 через нижние перфорационные отверстия 10 под давлением закачки 16 МПа в течение 1 года, пока пластовое давление не достигнет первоначального значения (фиг.2). Далее вновь производят отбор продукции скважины по НКТ 9 с теми же условиями, что и в первом цикле. Циклы повторяют с периодом добычи 4 года, закачки - 1 год.

Постепенно с каждым циклом начальный и конечный дебиты нефти снижаются. К концу третьего цикла добычи, не дожидаясь снижения пластового давления до 0,9 от давления насыщения, переводят скважину под нагнетание. Дебит нефти составляет к этому времени 1,8 т/сут, т.е. 30% от первоначального - 6 т/сут (в данном цикле). Закачку ведут под давлением 20 МПа, т.е. не превышающим давления гидроразрыва породы, до снижения приемистости 20 м3/сут, т.е. 50% от первоначальной, после чего скважину переводят под добычу. Циклы отбора-закачки повторяют с условием достижения дебита нефти 30% от первоначального в данном цикле, а закачки - до снижения приемистости до 50% от первоначальной.

Циклы повторяют до достижения обводненности продукции скважины 98% или минимально рентабельного дебита нефти, в данном случае 0,7 т/сут.

Всего было проведено 7 циклов. К концу разработки по предлагаемому способу было добыто 29,9 тыс. т нефти (фиг.3), коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,305. По способу-прототипу также было проведено 7 циклов, накопленная добыча нефти составила 25,2 тыс. т и КИН 0,257. Таким образом, прирост КИН составил 0,048, или 18,6%.

За счет изменения режимов отбора и закачки на поздней стадии разработки предлагаемый способ позволяет увеличить КИН и, как следствие, добычу нефти на 15-20%.

Способ разработки мелких отдельных нефтяных линз, включающий вскрытие линзы одиночной скважиной, чередование отбора пластовой жидкости из верхней части линзы до снижения пластового давления до уровня давления насыщения нефти газом или падения дебита нефти до предельно рентабельного и закачки вытесняющего агента с повышением пластового давления, отличающийся тем, что закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной, а отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального, причем периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального, а периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения, причем 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 , 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации. 1 табл., 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Рз=(0,45…0,55)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют. При этом на первом этапе приемистость закачиваемого газа qг в каждую нагнетательную скважину определяют по аналитическому выражению. В залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду. 2 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.
Наверх