Способ разработки трещинно-порового коллектора


 


Владельцы патента RU 2527053:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала - гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, согласно изобретению закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество. Дополнительно соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1. Вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с. Количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. При обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа·с (патент РФ №2232262, кл. E21B 43/22, опубл. 10.07.2004).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти, а также значительные затраты на проведение мероприятия.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей нефти в гидрофильных породах-коллекторах, включающий бурение разведочных скважин и отбор керна, согласно изобретению в разведочных скважинах из продуктивного пласта отбирают керн, измеряют в нем смачиваемость породы продуктивного пласта и при подтверждении ее гидрофильности разработку залежи методом заводнения считают целесообразной, затем по керну определяют капиллярное давление начала вытеснения нефти, составляют карту этого параметра и на ее основе нагнетательные скважины размещают на участках относительно низких значений капиллярных давлений, обеспечивающих возможность вытеснения нефти из перового пространства продуктивного пласта при его заводнении (патент РФ №2301883, кл. E21B 43/20, опубл. 27.06.2007 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти, содержащей гидрофобные зоны.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Задача решается тем, что в способе разработки трещинно-порового коллектора, включающего бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, 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%.

Сущность изобретения

При разработке залежи нефти в трещинно-поровом коллекторе, преимущественно гидрофобном, происходит прорыв воды по трещинам к добывающим скважинам, при этом капиллярная пропитка матрицы и, соответственно, вытеснение нефти из нее незначительна, что снижает конечную нефтеотдачу. Возникает необходимость проведения мероприятий, позволяющих изменять смачиваемость коллетора, гидрофилизировать его. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно вырабатывать запасы нефти из матрицы преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора и менять смачиваемость коллектора. Одним из мероприятий по изменению смачиваемости коллектора является добавление в закачиваемую воду пепла, представляющего собой остатки от сжигания твердого топлива. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции скважин.

Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка залежи в плане с размещением скважин. Обозначения: 1-4 - добывающие скважины, 5 - нагнетательная скважина, Z - участок залежи нефти с пятиточечным элементом скважин 1-5, A - фронт обводнения к моменту перед проведением первого цикла закачки пепла, B - фронт обводнения к моменту перед проведением второго цикла закачки пепла.

Способ реализуют следующим образом.

По величине показателя смачиваемости M породы классифицируются следующим образом:

- породы гидрофобные (M=0-0,2);

- породы преимущественно гидрофобные (M=0,21-0,4);

- породы промежуточной смачиваемости (M=0,41-0,6);

- породы преимущественно гидрофильные (M=0,61-0,8);

- породы гидрофильные (M=0,81-1).

Если трещинно-поровый коллектор нефтяной залежи представлен гидрофобным и/или преимущественно гидрофобным коллектором, т.е. М менее 0,4, то разработка его значительно осложняется ввиду прорыва воды по трещинам с гидрофобной поверхностью. Капиллярная пропитка матрицы практически не происходит. По лабораторным исследованиям образцов керна скважин, отобранных с такой нефтяной залежи, устанавливают распределение смачиваемости М. Выявляют коллектора с преимущественно гидрофобной смачиваемостью.

Нефтяную залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами. В процессе разработки происходит прорыв закачиваемой воды от нагнетательных скважин к добывающим. Участок Z нефтяной залежи представлен пятиточечным элементом с нагнетательной скважиной 5 в центре (фиг.1). Анализ выработки запасов участка Z залежи, разрабатываемого добывающими скважинами 1-4, показал, что обводненность скважин значительно опережает отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Так по скважине, например, 1 обводненность составляет более 95%, тогда как отбор от НИЗ данного участка Z значительно ниже. К этому моменту распределение фронта обводнения А скважин 1-4 приведено на фиг.1.

Исследования показали, что высокая обводненность скважины 1 не связана с заколонными перетоками. Делают вывод о том, что вода по трещинам прорвалась от нагнетательных скважин к добывающей 1. Далее по моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважины 1 является нагнетательная скважина 5.

Проводят лабораторные исследования на кернах, отобранных со скважин 1-5, по вытеснению нефти водой с добавлением пепла с различной концентрацией. Устанавливают, что наибольший КИН по образцам керна, по сравнению с закачкой воды без пепла, достигает при концентрации пепла в воде С, причем С не более 50 мг/л, т.к. в противном случае, согласно исследованиям, высокая концентрация частиц забивает поровые каналы коллектора. Размер частиц пепла также должен быть не более 70 мкм, т.к. согласно исследованиям средний размер пор пласта в коллекторах различного типа колеблется от одного до 70 мкм (Тронов В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД, 2001, с.4-9).

Химический состав пепла при сжигании различных марок твердых топлив изменяется в довольно широких пределах:

SiO2=10-68%,

Al2O3=10-40%,

Fe2O3=2-30%,

CuO=2-70%,

MgO=0-10%,

Na2O+K2O=0-10%

(Покровский В.Н. Очистка сточных вод тепловых электростанций, 1980, с.20).

В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду добавляют пепел с концентрацией C. На устье нагнетательной скважины 5 устанавливают емкость с пеплом и насос. Насос подключают к водоводу, который идет от кустовой насосной станции. Из емкости проводят дозированную подачу пепла в насос, где происходит ее смешивание с водой.

Добавляемый в воду пепел согласно исследованиям позволяет гидрофилизировать поверхность пор, каналов и трещин коллектора. Причем размер частиц пепла достаточно мал и способен проникать в поровые каналы (при концентрации C не более 50 мг/л) и, тем более, в трещины. Происходит процесс изменения смачиваемости на молекулярно-ионном уровне. В результате вода, двигаясь в трещинах, проникает в матрицу коллектора, вытесняя из нее нефть. Если матрица также гидрофобна, как и трещины, то пепел позволяет изменять смачиваемость и самих пор и, соответственно, лучше «вымывает» нефть из пор.

Согласно расчетам начинать процесс закачки воды с пеплом оптимальнее при обводненности добывающих скважин не более 95%, в противном случае конечный коэффициент нефтеизвлечения оказывается ниже. Оптимальный период закачки воды с пеплом также согласно расчетам составляет такое время, при котором обводненность продукции скважин в период закачки пепла снижается на 25% и более. При меньшем времени изменение смачиваемости происходит не во всех трещинах, по которым вода проникает к забоям добывающих скважин от нагнетательной.

Закачку воды с пеплом ведут до тех пор, пока обводненность скважины 1 не снизится более чем на 25% (через время T1). В процессе закачки пепла обводненность скважин 2-4 также снижается.

Далее переходят на закачку воды без пепла. Через некоторое время обводняется, например, скважина 2. К этому моменту распределение фронта обводнения В скважин приведено на фиг.1. По моделированию линий тока вновь определяют, что причиной обводнения скважины 2 является нагнетательная скважина 5. В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду вновь добавляют пепел с концентрацией С. Через время T2 обводненность скважины 2 снижается на более чем 25%. Также незначительно снижается обводненность скважин 1, 3, 4. Затем переходят на закачку воды без пепла.

Данные циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%, т.к. постепенно эффективность каждого цикла снижается ввиду того, что фронт капиллярной пропитки матрицы вытесняет из нее подвижную нефть, а вода постепенно проходит к забоям добывающих скважин.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Пример конкретного выполнения способа

По лабораторным исследованиям образцов керна, отобранного с нефтяной залежи с трещинно-поровым коллектором, было установлено, что 62,2% из них имеют гидрофобную и преимущественно гидрофобную смачиваемость М (табл.1).

Таблица 1
Распределение образцов керна по величине показателя смачиваемости М, шт. (%)
0-0,2 0,21-0,4 0,41-0,6 0,61-0,8 0,81-1,0
131(46,3) 45(15,9) 43(15,2) 34(12) 30(10,6)

Залежь представлена карбонатным типом коллектора, массивной структуры, залегает на глубине - 875 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 49,0 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 879 кг/м3, начальная пластовая температура - 23°C, начальное пластовое давление - 7,1 МПа, проницаемость матрицы - 177 мД, проницаемость трещин - 1 Д, пористость матрицы - 0,129, пористость трещин - 0,01, начальная нефтенасыщенность - 0,816, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, водонефтяной контакт расположен на абсолютной отметке - 543 м.

Нефтяную залежь разрабатывают добывающими и нагнетательными скважинами. В часть нагнетательных скважин закачивают подтоварную воду, а в часть - пресную. В процессе разработки происходит прорыв закачиваемой воды от нагнетательных скважин к добывающим. Участок Z нефтяной залежи представлен пятиточечным элементом с нагнетательной скважиной 5 в центре. Расстояния между скважинами 300-350 м. Анализ выработки запасов участка Z залежи (фиг.1), разрабатываемого добывающими скважинами 1-4,показал, что обводненность скважин значительно опережает отбор от начальных извлекаемых запасов. Так по двум добывающим скважинам 1 и 3 обводненность составляет 95,5% и 96,1% соответственно, тогда как отбор от НИЗ данного участка Z всего 32,4%. К этому моменту распределение фронта обводнения А скважин 1 и 3 приведено на фиг.1.

Исследования показали, что высокая обводненность скважин 1 и 3 не связана с заколонными перетоками. Делают вывод о том, что вода по трещинам прорвалась от нагнетательных скважин к добывающим. Далее по моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважин 1 и 3 является нагнетательная скважина 5, в которую закачивается подтоварная вода.

Проводят лабораторные исследования на кернах, отобранных со скважин 1-5, по вытеснению нефти водой с добавлением пепла с различной концентрацией. Используют пепел, полученный при сжигании угля на тепловых электростанциях. Состав пепла следующий: SiO2=44,5%, Al2O3=35,0%, Fe2O3=15,6%, CaO=3,9%, MgO=0,3%, прочее - 0,7%. Было установлено, что наибольший КИН по образцам керна, по сравнению с закачкой воды без пепла, был достигнут при концентрации пепла в воде С=10 мг/л. Устанавливают, что размер пор пласта колеблется в пределах 50-70 мкм. Пепел просеивают через вибросито размерами до 50 мкм, получают требуемый размер частиц пепла.

В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду добавляют пепел с концентрацией С=10 мг/л. На устье нагнетательной скважины 5 устанавливают емкость с пеплом и насос. Насос подключают к водоводу, который идет от кустовой насосной станции. Из емкости проводят дозированную подачу пепла в насос, где происходит ее смешивание с водой.

Приемистость нагнетательной скважины 5 составляет q=20 м3/сут. Тогда в сутки требуется добавлять m=C·q=10·10-6·20·103=0,2 кг пепла. Закачку воды с пеплом ведут до тех пор, пока обводненность скважин не снизится более чем на 25%. Так, через T1=15 суток закачки, обводненность скважин 1 и 3 упала до 70,5% и 64,1% соответственно. Обводненность скважин 2 и 4, которая была менее 95%, также снизилась на 5,2% и 10,5% соответственно.

Далее переходят на закачку воды без пепла. Через два года обводняется скважина 4 до 95,3%. К этому моменту распределение фронта обводнения В скважины 4 приведено на фиг.1. По моделированию линий тока определяют, что причиной обводнения скважины 4 также является нагнетательная скважина 5. В закачиваемую нагнетательной скважиной 5 воду вновь добавляют пепел с концентрацией С=10 мг/л. Через T2=22 суток обводненность скважины 4 снизилась до 68,3%. Также незначительно снизилась обводненность скважин 1-3. Затем переходят на закачку воды без пепла.

Данные циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%.

Так после 8 циклов закачки воды с пеплом, обводненность скважин 1-4 не падает ниже 95%, что свидетельствует о том, что фронт капиллярной пропитки матрицы практически вытеснил из нее подвижную нефть. К этому моменту отбор от НИЗ по участку Z составил 93,8%.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате с рассматриваемого участка Z нефтяной залежи за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, было добыто 129,6 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,341. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 99,9 тыс.т нефти, КИН - 0,263. Прирост КИН составил 0,078.

Применение предложенного способа позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения продуктивного пласта и снизить скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Способ разработки трещинно-порового коллектора, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие, отличающийся тем, что 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%.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважин, получая трещины параллельно δmax1, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта δmax2 в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно δmax2, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Вскрытие объектов наклонными скважинами производят с постоянными зенитным и азимутным углами для получения винтообразной скважины. Перед вторичным вскрытием определяют нефтенасыщенные участки скважины, расположенные в продуктивных объектах. При этом в скважинах, оборудованных устройствами для ОРЭ, производят изоляцию между вскрытыми участками скважины при помощи проходных пакеров. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи месторождения. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы. Анализируют свойства месторождения и выделяют залежь с пористостью продуктивных пластов более 5%. Определяют плотность минерализованной воды в околоскважинной зоне, измененную в результате закачки рабочего агента. При плотности минерализованной воды до 1020 кг/м3 в качестве полимердисперсной системы подбирают системы, обладающие в установленных условиях коэффициентом относительной седиментационной устойчивости менее 0,9 и снижающие гидропроводность промытых каналов залежи в пределах от 5 до 100%. При плотности минерализованной воды от 1020 и до 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 30%, при плотности минерализованной воды более 1100 кг/м3 концентрацию полимера увеличивают не менее чем на 60% от концентрации полимера, определенной при плотности воды до 1020 кг/м3. В составе полимердисперсной системы используют дисперсную фазу с размерами частиц не более 90% размера пор или трещин продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении. Сущность изобретения: способ включает циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин. Согласно изобретению проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам - объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции. Определяют коэффициент флуктуации по аналитическому выражению, учитывающему ежемесячный дебит по жидкости или обводненность добываемой продукции, эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров, стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров, объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров. При коэффициенте флуктуации меньше 10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период. Для этого предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%. При коэффициенте флуктуации больше 10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента. 5 ил., 9 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Сущность изобретения: по способу используют простаивающие - находящиеся в консервации вертикальные или наклонно направленные скважины. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта. 5 з.п. ф-лы.
Наверх