Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием в системе вертикальных, горизонтальных и многозабойных скважин


 


Владельцы патента RU 2524580:

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

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 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.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению, в нагнетательных скважинах вскрывают подошвенную часть пласта, закачку водогазовой смеси производят циклически под давлением, превышающим давление раскрытия вертикальных трещин пласта, в качестве водогазовой смеси вначале нагнетают высокодисперсную водогазовую смесь при оптимальном соотношении объемов нагнетания воды и газа, определенном из условия пропорциональности отношения объемов мелких пор ниже среднего размера и крупных пор выше среднего размера в коллекторе, а на конечном этапе нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь, циклическую закачку выполняют изменением давления нагнетания на нагнетательных скважинах, при этом в добывающих скважинах вскрытие и отбор продукции производят по всему разрезу продуктивной части пласта. Дополнительно нагнетание водогазовой смеси чередуют с нагнетанием воды (патент РФ №2326235 E21B 43/20, опубл. 10.06.2008).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработки залежей нефти с повышенной вязкостью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой, заключающийся в разбуривании залежи горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами, закачке в область водонефтяного контакта через нагнетательные скважины мелкодисперсной водогазовой смеси, плотность которой меньше плотности воды в пластовых условиях, а температура выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения воды при давлении на устье нагнетательной скважины, с одновременным отбором продукции из нефтяной оторочки и водонасыщенного коллектора. Закачку мелкодисперсной водогазовой смеси дополнительно производят в область нефтяной оторочки (патент РФ №2307239 E21B 43/20, E21B 43/24, опубл. 27.09.2007 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача при разработке залежи нефти горизонтальными скважинами с закачкой нагретой водогазовой смеси. Смесь успевает остыть в процессе движения по стволу горизонтальной скважины, кроме того, происходит прорыв газа, что снижает охват пласта воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе теплового и водогазового воздействия в системе вертикальных, горизонтальных и многозабойных скважин, включающем 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.

Дополнительно водогазовую смесь закачивают в вертикальные или горизонтальные скважины циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды, для чего устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа, период полуцикла Т задают от 1 до 6 месяцев, закачку воды ведут с расходом Qв, закачку водогазовой смеси - с расходом

Qвг=(1+Tв)·Vг/(Tвг·N)+Qв, м3/сут,

где Tвг - продолжительность закачки водогазовой смеси в полуцикле, сут,

Tв - продолжительность закачки воды в полуцикле, сут.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами, существенное влияние оказывает технология поддержания пластового давления закачиваемым агентом. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам снижения вязкости нефти и увеличения коэффициента охвата пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена в плане схема участка нефтяной залежи с расположенными на ней вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с проведением теплового и водогазового воздействия. Принятые обозначения: 1-2 - вертикальные нагнетательные скважины с пробуренными боковыми горизонтальными стволами (БГС), переведенные из добывающих для закачки горячей воды, 3 - вертикальная нагнетательная скважина для закачки водогазовой смеси, 4-6 - вертикальные добывающие скважины, 7 - добывающая многозабойная скважина с горизонтальным окончанием (МЗГС), A - участок нефтяной залежи, разрабатываемый скважинами 1-7, a - расстояние между скважинами 1-7 или их горизонтальными стволами, c - забойные нагреватели, s - расстояние между забойными нагревателями c.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт вертикальными 1-4 добывающими скважинами по редкой сетке.

По данным вертикальных скважин 1-4 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.

Через несколько лет разработки сетку скважин участка залежи A уплотняют, бурят добывающие вертикальные скважины 5-6, многозабойную скважину 7 с двумя горизонтальными стволами, из скважин 1 и 2 проводят боковые горизонтальные стволы, параллельные стволам многозабойной скважины 7. Расстояние между вертикальными скважинами, между вертикальными скважинами и стволами многозабойной скважины, а также между боковыми стволами вертикальных скважин и стволами многозабойной скважины составляет а. Причем расстояние между стволами МЗГС и БГС или горизонтальных скважин должно быть не менее 150 м, что было определено по гидродинамическому моделированию как наиболее оптимальное расстояние для достижения максимальной нефтеотдачи.

Если скважины 1 и 2 отсутствовали, то возможно бурение вместо БГС горизонтальных скважин.

Скважины 1-2 переводят под закачку горячей воды. Горизонтальные боковые стволы оборудуют забойными нагревателями через каждые s метров, в скважины спускают колонны термоизолированных насосно-компрессорных труб, обустраивают. Расстояние s определяют заранее по гидродинамическому моделированию. Ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье через скважины 1 и 2 в продуктивный пласт залежи A. Забойные нагреватели при давлении закачки (0,45-0,85)·Pг, где Pг - вертикальное горное давление пород, обеспечивают, согласно расчетам, подогрев воды на 40-70% в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины. Этого хватает, согласно моделированию, для эффективного прогрева пласта.

Скважину 3 переводят под закачку водогазовой смеси. Суммарная добыча в сутки попутного нефтяного газа с участка залежи A составляет Vг. Для обеспечения 100% компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в скважину 3 в объеме (с учетом закачки в скважины 1 и 2) Qв.

Далее после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия в вертикальную нагнетательную скважину 3 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 (на фиг.1 представлена только одна скважина),

Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке A, м3/сут.

Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредством диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательной скважины 3.

Закачка горячей воды в боковые горизонтальные стволы скважин 1 и 2 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до стволов многозабойной горизонтальной скважины 7 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебит скважины 1 увеличивается соответственно пропорционально.

Закачка водогазовой смеси в скважину 3 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость и соответственно увеличивает дебиты скважин 4-7.

Закачку водогазовой смеси, особенно при низком газовом факторе, возможно вести в вертикальные или горизонтальные скважины циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды. Для этого устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа. Период полуцикла Т задают, согласно моделированию с достижением максимальной нефтеотдачи, от 1 до 6 месяцев, закачку воды ведут с расходом Qв, закачку водогазовой смеси - с расходом

Qвг=(1+Tв)·Vг/(Tвг·N)+Qв, м3/сут,

где Твг - продолжительность закачки водогазовой смеси в полуцикле, сут,

Tв - продолжительность закачки воды в полуцикле, сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, снижение вязкости нефти и увеличение охвата пласта.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи A (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт вертикальными 1-4 добывающими скважинами с расстоянием между скважинами 400-500 м.

Параметры пласта участка залежи A следующие: глубина 950 м, начальное пластовое давление - 7,8 МПа, начальная пластовая температура - 20°C, проницаемость - 193 мД, пористость - 0,13, вязкость нефти в пластовых условиях - 435 мПа·с, толщина пласта - 12 м, газовый фактор Г=10 м3/т.

По данным вертикальных скважин 1-4 строят тепловую гидродинамическую модель, в которой рассчитывают оптимальные параметры закачки, длины горизонтальных стволов и т.д.

Через 5 лет разработки сетку скважин участка залежи A уплотняют, бурят добывающие вертикальные скважины 5-6, многозабойную скважину 7 с двумя горизонтальными стволами, из скважин 1 и 2 проводят боковые горизонтальные стволы, параллельные стволам многозабойной скважины 7. Расстояние между вертикальными скважинами, между вертикальными скважинами и стволами многозабойной скважины, а также между боковыми стволами вертикальных скважин и стволами многозабойной скважины составляет a=200-250 м.

Скважины 1-2 переводят под закачку горячей воды. Горизонтальные боковые стволы оборудуют забойными нагревателями через каждые s=50 м и спускают колонны термоизолированных насосно-компрессорных труб, обустраивают. Забойные нагреватели в рабочем состоянии имеют температуру 200°C. Ведут закачку горячей воды с температурой 95°C на устье через скважины 1 и 2 в продуктивный пласт залежи A. К моменту прихода горячей воды с устья к забою скважины температура воды снижается до 50-60°C. Забойные нагреватели при заданном расходе воды Q3=100 м3/сут и давлении закачки 0,45·Pг=0,45·22,4=10,1 МПа обеспечивают, согласно расчетам, подогрев воды до 90-120°C (в зависимости от пройденной длины водой в горизонтальном стволе скважины).

Скважину 3 переводят под закачку водогазовой смеси. Суммарный дебит добывающих скважин 4-7 по нефти с участка залежи A составил 28 т/сут, что обеспечивает отбор попутно добываемого газа в объеме Vг=28·10=280 м3 в сутки. Также для обеспечения 100% компенсации отбора жидкости закачкой необходим расход воды в скважину 3 в объеме (с учетом закачки в скважины 1 и 2) Qв=20 м3/сут.

Далее, после обустройства наземного оборудования для осуществления процесса водогазового воздействия в вертикальную нагнетательную скважину 3 ведут закачку водогазовой смеси с расходом Qвг=Vг/N+Qв=280/1+20=300 м3/сут. Воду смешивают с попутным нефтяным газом посредством диспергатора, установленного на кустовой насосной станции, и транспортируют по водоводам до нагнетательной скважины 3.

Закачка горячей воды в боковые горизонтальные стволы скважин 1 и 2 обеспечивает прогрев межскважинного пространства. Температурный фронт доходит до стволов многозабойной горизонтальной скважины 7 за 1 год, который фиксируют по увеличению температуры добываемой продукции. Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти от 2 до 15 раз, дебит скважины 1 увеличивается соответственно пропорционально.

Закачка водогазовой смеси в скважину 3 повышает охват пласта вытеснением, частично снижает вязкость и соответственно увеличивает дебиты скважин 4-7.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Вместо одной многозабойной скважины 7 с горизонтальным окончанием пробурено две горизонтальных. Водогазовую смесь закачивают циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды, для чего устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа. Период полуцикла составляет для закачки воды Tв=60 суток, для закачки водогазовой смеси Tвг=45 суток.

Закачку воды ведут с расходом Qв=20 м3/сут под давлением закачки 0,85·Pг=0,85·22,4=19,0 МПа.

Закачку водогазовой смеси ведут с расходом Qг=(1+Tв)·Vг/(Tвг·N)+Qв=(1+60)·280/(45·1)+20=732 м3/сут.

В результате за время разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто с участка 663,6 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,316. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 543,9 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти составил 0,259. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу составил 0,057.

Предлагаемый способ за счет снижения вязкости нефти и повышения охвата пласта позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

1. Способ разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием в системе вертикальных и горизонтальных скважин, включающий 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, отличающийся тем, что 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°С 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водогазовую смесь закачивают в вертикальные или горизонтальные скважины циклически, чередуя с закачкой подтоварной воды, для чего устанавливают в месте смешивания газа с водой емкости для сбора газа, период полуцикла T задают от 1 до 6 месяцев, закачку воды ведут с расходом Qв, закачку водогазовой смеси - с расходом
Qвг=(1+Tв)·Vг/(Tвг·N)+Qв, м3/сут,
где Tвг - продолжительность закачки водогазовой смеси в полуцикле, сут,
Tв - продолжительность закачки воды в полуцикле, сут.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения. Обеспечивает расширение области применения изобретения для различных условий и режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти. 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 нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Регулирование режимов отбора из добывающих скважин включает повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. При этом сначала проводят гидравлический разрыв пласта в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины будет параллелен направлениям трещин гидравлического разрыва, получая трещины параллельно δmax1. Ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят гидравлический разрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно δmax2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх