Способ разработки двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения


 


Владельцы патента RU 2528306:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора. Обеспечивает повышение равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов с терригенным типом коллектора, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, добычу нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению выделяют два эксплуатационных объекта, являющихся вторым и седьмым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, на долю которых приходится более 85% остаточных геологических запасов нефти. Разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, а седьмого - до третьей стадии разработки. Выравнивают темпы разработки объектов. Для этого соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1. На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1. Бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1. Переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные. На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1. Переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект. Переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки. Выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта. Для системы поддержания пластового давления используют попутную воду. За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов. За четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов. По седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин. На протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, согласно которому ведут отбор нефти через добывающие скважины с нижнего продуктивного горизонта, закачку рабочего агента в нижний продуктивный горизонт, отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта и уплотнение сетки скважин верхнего горизонта. Отбор нефти через добывающие скважины с верхнего продуктивного горизонта ведут до снижения пластового давления на 10-40%, при уплотнении сетки скважин на нагнетательных скважинах, работающих на нижний горизонт, производят перфорацию в интервале верхнего горизонта. Производят одновременно-раздельную закачку рабочего агента в нижний и верхний горизонты. При закачке на верхний горизонт задают объем закачки, равный необходимому объему компенсации по участку, и прослеживают влияние по реагирующим добывающим скважинам. При наличии влияния, подтверждаемого ростом текущего забойного давления на добывающих скважинах не менее 10%, производят ограничение закачки по расходу по нагнетательной скважине на 20-80% от первоначального и производят интенсификацию отбора по реагирующим добывающим скважинам (Патент РФ №2474676, опубл. 10.02.2013).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, в котором производят выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение скважин, добычу нефти из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Срок выработки запасов месторождения приближают к среднему сроку гарантированной службы скважин, при котором по техническим причинам ликвидируют не более 20% эксплуатационного фонда скважин. Для этого осуществляют бурение общей сквозной сетки скважин для группы залежей месторождения с увеличением количества скважин и ускорением сроков разработки. При этом эксплуатацию месторождения осуществляют всем фондом эксплуатационных скважин путем последовательного отбора продукции из индивидуальной залежи или группы залежей месторождения, объединенных перемычками неколлектора, толщиной не более 30 м, в порядке убывания их продуктивности, начиная с максимально продуктивных (Патент РФ №2307923, опубл. 10.10.2007 - прототип).

Недостатком известных технических решений является неравномерная выработка запасов нефти и связанная с ней низкая нефтеотдача месторождения.

В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличение нефтеотдачи.

Задача решается тем, что в способе разработки двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения, включающем выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению выделяют два эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 85% остаточных геологических запасов нефти и являющихся вторым и седьмым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, а седьмого - до третьей стадии разработки, выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1, на втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные, на седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационных объектов на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта, попутную пластовую воду собирают с обоих объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором и седьмом объектах, при этом за первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу и темп разработки эксплуатационного объекта нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Неравномерность выработки объектов разработки многопластового месторождения вызывает необоснованные затраты на обезвоживание нефти, длительное поддержание в рабочем состоянии элементов обустройства месторождения, непроизводительные затраты на систему поддержания пластового давления. В предложенном изобретении решается задача повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На многопластовом месторождении, состоящем из 10 объектов, выделяют два самостоятельных объекта разработки: второй и седьмой при счете снизу, представленные пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора. Разработка объектов ведется с поддержанием пластового давления закачкой рабочего агента - пластовой воды. Второй объект находится на завершающей стадии разработки, характеризуется высокой обводненностью, состоит из двух горизонтов, седьмой - на третьей стадии, состоит из одного горизонта. Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме более 85%.

В связи с вступлением второго объекта в завершающую стадию разработки актуальным является разобщение пластов одного объекта. Это обусловлено тем, что в начале оба горизонта месторождения разрабатывались единым фильтром с выработкой запасов по принципу «снизу-вверх», т.е. по мере обводнения добывающих скважин нижние пласты отключаются. Этот принцип выработки запасов аналогичен принципу переноса фронта нагнетания на первые ряды добывающих скважин после достижения 50% обводненности их продукции и также является большим заблуждением. В связи с тем, что пласты отключались при менее интенсивных системах и более редкой сетке скважин по сравнению с оставшимися в разработке верхними пластами, при этом остаются невыработанными значительные запасы нефти.

Разброс количества скважин, например 3,3-3,5, обусловлен тем, что точечное значение 3,4 реально никогда не реализуется на месторождении в связи с тем, что часть скважин постоянно находится в подземном или капитальном ремонте, часть скважин находится в резерве или выводится из резерва, вод в эксплуатацию новых скважин производится неравномерно и т.д. По практике эксплуатации скважин указанный разброс охватывает количество скважин в эксплуатации в течение года. Ниже указанные разбросы также отвечают этим условиям. В примере указаны точечные значения, но следует иметь ввиду, что эти значения могут изменяться в пределах указанных разбросов.

Выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1. На втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные. На седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационного объекта на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объект с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объект. Попутную пластовую воду собирают с обоих объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором и седьмом объектах.

За первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин.

После бурения скважины вводят в эксплуатацию.

Расчеты показывают, что при такой организации разработки второй и седьмой объекты будут выработаны приблизительно в одно время с разницей в 2-3 года. Расчетная нефтеотдача составит в сумме по двум объектам порядка 52% вместо 50% по проекту.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ромашкинском месторождении выделяют кыновско-пашийский самостоятельный объект разработки со средней глубиной залегания 1750 м, являющийся вторым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из двух горизонтов: кыновского и пашийского. Пластовая температура составляет 40°C, пластовое давление 17,5 МПа, пористость 19,9%, проницаемость составляет 374 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,3 мПа*с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления закачкой воды и находится на завершающей стадии, характеризуется высокой обводненностью - более 80%.

Также на Ромашкинском месторождении выделяют бобриковский самостоятельный объект разработки со средней глубиной залегания 1134 м, являющийся седьмым при счете снизу. Объект представлен пластово-сводовыми залежами с терригенным типом коллектора, состоит из одного горизонта. Пластовая температура составляет 25°C, пластовое давление 11 МПа, пористость 23%, проницаемость составляет 1,539 Д, вязкость нефти в пластовых условиях 29 мПа*с. Разработка объекта ведется с поддержанием пластового давления и находится на третьей стадии. Обводненность не превышает 50%.

Доля в остаточных геологических запасах данных двух объектов составляет в сумме 85,1%.

Для дальнейшей выработки запасов на кыновско-пашийском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 2172 вертикальных (в т.ч. двух разведочных) и 481 горизонтальной добывающих скважин;

- бурение 820 вертикальных и 161 горизонтальной нагнетательных скважин;

- проводку из простаивающего фонда 307 БС и 97 БГС;

- перевод 1747 скважин из добывающих в нагнетательные.

За первые три года бурят 275 новых скважин и проводят 70 боковых стволов, за четвертый год бурят 90 новых скважин и проводят 24 боковых ствола, за пятый и шестой года бурят по 85 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, за седьмой, восьмой и девятый годы бурят по 80 новых скважин и проводят по 27 боковых ствола ежегодно, в течение последующих семи лет бурят по 80 новых скважин и проводят по 25 боковых ствола ежегодно, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 23327 скважин, в т.ч. 15426 добывающих, 7795 нагнетательных, 106 специальных скважин. Фонд скважин для бурения - 2653 добывающие (в т.ч. 481 ГС), 981 нагнетательная (в т.ч. 161 ГС).

Для дальнейшей выработки запасов на бобриковском эксплуатационном объекте предусматривают:

- бурение 73 вертикальных добывающих скважин малого диаметра;

- 149 горизонтальных добывающих скважин;

- 22 вертикальных и 26 горизонтальных нагнетательных скважин;

- перевод 698 добывающих скважин с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта (в т.ч. с проводкой 141 бокового ствола и применением оборудования для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на 290 скважинах и одновременно-раздельной добычи и закачки на 93 скважинах);

- перевод 100 нагнетательных скважин с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) с кыновско-пашийским объектом;

- перевод 34 скважин из добывающих в нагнетательные (в т.ч. 18 скважин с ОРЗ);

- проводку из 140 скважин простаивающего фонда боковых стволов.

Т.к. для системы поддержания пластового давления воды на бобриковском объекте не хватает, а на кыновско-пашийском ее, наоборот, много, то пластовую воду, отделившуюся от нефти, добытой с обоих объектов, направляют на подготовку, где воды смешивают, осредняют, очищают от примесей и закачивают через нагнетательные скважины во второй и седьмой объекты разработки.

За первые три года бурят 40 добывающих скважин, проводят 46 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 64 добывающе скважины, на протяжении последующих четырех лет ежегодно бурят по 8 добывающих скважин, проводят по 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта по 20 добывающих скважин, на восьмой год бурят 9 добывающих скважин, проводят 15 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 21 добывающую скважину, на девятый год бурят 8 добывающих скважин, проводят 10 боковых ствола, переводят (в т.ч. с ОРД) с кыновско-пашийского объекта 20 добывающих скважин, далее - остальные.

Общий фонд по объекту составит 5777 скважин, в т.ч. 4534 добывающие, 1241 нагнетательная, две специальные. Фонд скважин для бурения - 222 добывающие (в т.ч. 149 горизонтальных), 48 нагнетательных (в т.ч. 26 горизонтальных).

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки объекта.

В результате за весь срок разработки с кыновско-пашийского эксплуатационного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто 2223251 тыс. т нефти, в т.ч. 151417 тыс. т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,528 д. ед. Без применения предлагаемого способа при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 2176933 тыс. т, в т.ч. 105099 тыс. т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,517 д. ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,011 д. ед.

С бобриковского эксплуатационного объекта Ромашкинского нефтяного месторождения за время, которое также ограничили обводнением всех добывающих скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по 1 скважине 0,5 т/сут, добыто 239961 тыс. т нефти, в т.ч. 83188 тыс. т за период после внедрения предлагаемого способа, достигаемый КИН - 0,421 д. ед. По прототипу при дальнейшей разработке эксплуатационного объекта накопленная добыча нефти составляет 196745 тыс. т, в т.ч. 39972 тыс. т за прогнозируемый период, достигаемый КИН - 0,345 д. ед. Таким образом, за счет применения предлагаемого способа прирост КИН составляет 0,076 д. ед.

В целом по двум объектам добыча нефти составляет 2463212 тыс. т, достигаемый КИН - 0,515 д. ед. По прототипу добыча нефти составляет 2373678 тыс. т, достигаемый КИН - 0,497 д. ед. Прирост КИН в целом по двум объектам составляет 0,019 д. ед., из которых согласно расчетам:

- 0,008 - прирост за счет совместного использования скважин двух объектов посредством ОРД и ОРЗ;

- 0,007 - прирост за счет требуемой геологическими особенностями объекта 100%-ной компенсации отбора закачкой по бобриковскому объекту благодаря использованию воды кыновско-пашийского объекта;

- 0,004 - прирост за счет прочих мероприятий.

Разработка кыновско-пашийского объекта завершается через 43 года после внедрения технологии, бобриковского - через 46 лет после начала проведения мероприятий по предложенному способу.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения равномерности выработки объектов многопластового месторождения и увеличения нефтеотдачи.

Способ разработки двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения, включающий выделение эксплуатационных объектов, разрабатываемых добывающими и нагнетательными скважинами, оптимизацию системы разработки, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что выделяют два эксплуатационных объекта, на долю которых приходится более 85% остаточных геологических запасов нефти и являющихся вторым и седьмым при счете снизу из десяти объектов всего месторождения, разработку второго объекта ведут до завершающей стадии и высокой обводненности пластовой продукции, а седьмого - до третьей стадии разработки, выравнивают темпы разработки объектов, для чего соотношение добывающих скважин второго и седьмого объектов устанавливают в пределах (3,3-3,5):1, а нагнетательных скважин - в пределах (6,0-6,5):1, на втором объекте бурят вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины при соотношении вертикальных и горизонтальных скважин (2,5-3,0):1, бурят из скважин простаивающего фонда боковые стволы и боковые горизонтальные стволы в соотношении (3,0-3,3):1, переводят 10-12% скважин добывающего фонда данного объекта в нагнетательные, на седьмом объекте бурят вертикальные добывающие скважины малого диаметра и нагнетательные скважины в соотношении (3,2-3,4):1, переводят 2,5-3,5% добывающих скважин из общего фонда второго и седьмого эксплуатационного объекта на седьмой объект, переводят 0,4-0,5% нагнетательных скважин из фонда второго эксплуатационного объекта скважин на второй и седьмой объекты с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки, переводят 0,7-0,8% скважин добывающего фонда седьмого объекта в нагнетательные, в т.ч. 50-60% скважин с одновременно-раздельной закачкой на оба объекта, выполняют проводку боковых стволов из скважин простаивающего фонда в объеме 2,9-3,1% от общего фонда добывающих скважин седьмого объекта, попутную пластовую воду собирают с обоих объектов, смешивают и подготавливают для системы поддержания пластового давления, такую воду используют в качестве рабочего агента для закачки через нагнетательные скважины на втором и седьмом объектах, при этом за первые три года по второму объекту бурят 7-8% от общего количества запланированных к бурению новых скважин и проводят 16-18% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, за четвертый год и далее бурят 2,1-2,5% новых скважин ежегодно от общего количества запланированных к бурению и проводят 5-7% от общего количества запланированных к проводке боковых и боковых горизонтальных стволов, по седьмому объекту за первые три года бурят 14-15% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 30-35% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 9,0-9,3% запланированных к переводу со второго объекта скважин, на протяжении последующих лет ежегодно бурят 2,5-3,5% от общего количества запланированных к бурению новых скважин, проводят 7-11% боковых и боковых горизонтальных стволов, переводят со второго объекта 2,6-3,2% запланированных к переводу со второго объекта скважин.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам разработки многопластового нефтяного месторождения. Способ включает вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента и отбор пластовой продукции.
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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для снижения водопритока в горизонтальные скважины при разработке трещинно-порового коллектора нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, проводку бокового горизонтального ствола, проведение многократного гидравлического разрыва пласта, отбор продукции и закачку рабочего агента оборудованием для одновременно-раздельной добычи и закачки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов. Устройство по одному из вариантов содержит скважину с пакерами, разделяющими ее на две или более полости, сообщенные с двумя или более продуктивными пластами, погружной насос и клапанную систему для подключения к входу насоса одного или нескольких пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт.

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины. При этом регистрацию и контроль скважинных параметров или времени осуществляют управляющим контроллером или компьютером. Закачку рабочего агента осуществляют с возможностью поддержания пластового давления на заданном стабильном уровне суточных или месячных объемов закачки. Периодическую смену режима закачки рабочего агента в нагнетательную скважину осуществляют управляющим сигналом с управляющего контроллера или компьютера на привод запорно-перепускного устройства при несовпадении скважинных параметров с заданными скважинными параметрами или через заданные промежутки времени, изменяя при этом давление и/или объемы закачки. Технический результат заключается в увеличении интенсивности дренирования и выработки нефтяной залежи, а также сокращении нерационально используемых (неэффективных) объемов закачки для поддержания пластового давления. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 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.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многофазных углеводородных залежей с отсутствием непроницаемых экранов между нефте- и газонасыщенными зонами пласта. Обеспечивает повышение темпов разработки и углеводородоотдачи нефтегазоконденсатного месторождения. Сущность изобретений: способ включает ввод в эксплуатацию газо- и нефтенасыщенной зон продуктивной залежи с помощью соответственно газовых и нефтяных добывающих скважин, имеющих горизонтальные участки стволов, с опережающим вводом в разработку нефтенасыщенной зоны и последующей синхронизацией выработки запасов нефти и газа при поддержании превышения пластового давления в газонасыщенной зоне над нефтенасыщенной зоной на величину 3-5%. Для этого регулируют темп отбора газа. При этом при увеличении разницы пластового давления между газо- и нефтенасыщенной зонами повышают темп отбора газа из газонасыщенной зоны, а при уменьшении разницы пластового давления понижают темп отбора газа из газонасыщенной зоны, вплоть до временного прекращения отборов. Отбор газа ведут с преимущественным его извлечением из примыкающей к газонефтяному контакту части газонасыщенной зоны. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Обеспечивает повышение нефтеотдачи месторождения. Сущность изобретения: способ характеризуется тем, что при разработке месторождения, представленного верхним пластом в виде осадочных пород морского генезиса и нижним карбонатным пластом, определяют участки увеличенных толщин осадочных пород. По наличию таких участков делают вывод о наличии зоны разуплотнения карбонатного пласта с повышенным дебитом нефти. При этом увеличенная толщина осадочных пород совпадает в плане с зоной разуплотнения карбонатного пласта. Нагнетательными скважинами вскрывают верхний и нижний пласты и закачивают через них рабочий агент. Добывающими скважинами вскрывают зону увеличенных толщин осадочных отложений верхнего пласта и зону разуплотнения нижнего карбонатного пласта и отбирают через них пластовую продукцию. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта. При этом каждую трубу НКТ предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы и в период кратковременной остановки ЭЦН наряду с определением дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений по КВУ и КВД, по результатам непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне НКТ, объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси и степень ее обводненности. Технический результат заключается в повышении точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины. 1 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации месторождений. Установка включает добывающую скважину, оборудованную НКТ с глубинным насосом, нагнетательную скважину, оборудованную НКТ заданной длины с возможностью гравитационного разделения флюида в межтрубном пространстве нагнетательной скважины на пластовую воду и углеводородный флюид, устьевую арматуру с задвижками. При этом НКТ добывающей скважины и НКТ заданной длины нагнетательной скважины соединены между собой посредством устьевой арматуры с задвижками. Технический результат заключается в упрощении технологического процесса одновременно-раздельной добычи нефти и утилизации пластовой воды. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 18 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте. При этом основной ствол бурят с заданным зенитным углом, обсаживают его эксплуатационной колонной, в которой предварительно вырезано окно в алюминиевой оболочке для бурения и заканчивания бокового ствола меньшего диаметра. Продуктивные участки стволов бурят пологими и оснащают фильтрами соответствующих диаметров. Производят одновременный спуск сдвоенной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб на основной и боковой горизонты, изолируя их между собой пакером выше кровли нижнего продуктивного горизонта, и осуществляют раздельную эксплуатацию горизонтов по отдельным колоннам насосно-компрессорных труб. При эксплуатации скважины осуществляют подачу метанола в автоматическом режиме с установленным расходом в трубное пространство основного ствола и затрубное пространство бокового ствола. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки многопластовых месторождений, залежи которых гидродинамически не связаны между собой. 2 ил.

Группа изобретений относится к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. Установка включает пакер, гидравлические каналы, количество которых соответствует числу эксплуатационных объектов. Все каналы гидравлически соединены с суммарным гидравлическим каналом, снабженным насосной установкой, а каждый из них соединен с соответствующим эксплуатационным объектом. Установка содержит также клапан-отсекатель, выполненный с возможностью открытия/перекрытия гидравлического канала одного из разобщенных эксплуатационных объектов к насосной установке. Один из пакеров установлен выше верхнего эксплуатационного объекта. Клапан-отсекатель размещен над ним или в его гидравлическом канале и выполнен в виде клапана-отсекателя с возможностью обеспечения переключения открытия/перекрытия гидравлического канала эксплуатационного объекта путем воздействия созданием перепада давления управляющим гидравлическим сигналом. Клапан-отсекатель содержит корпус, установленный в нем полый подпружиненный элемент, выполненный с возможностью возвратно-поступательного осевого перемещения и с возможностью вращательного перемещения вокруг вертикальной оси, который снабжен в верхней части седлом и запорным органом и радиальными отверстиями в стенке, а также снабжен направляющими в нижней части, ответными направляющим в корпусе, и обеспечивающими возможность при возвратно-поступательном перемещении элемента при воздействии перепада давления управляющим гидравлическим сигналом его поворот вокруг вертикальной оси, с обеспечением при этом открытия/перекрытия радиальных отверстий для гидравлических каналов. В корпусе выполнены гидравлические каналы, каждый из которых одним концом гидравлически связан с соответствующим эксплуатационным объектом, а вторым концом - с полостью элемента посредством указанного радиального отверстия в стенке указанного элемента, находящегося в положении «открыто», при этом полость элемента со стороны запорного органа соединена с суммарным гидравлическим каналом. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Спускают колонны труб с фильтром. Разделяют горизонтальный ствол скважины на секции пакерами. Разделяют продукцию в скважине. Осуществляют одновременный отбор продукции и закачку воды. При этом участки пласта выделяют по проницаемости. При их отличии друг от друга в более чем два раза в местах границ участков размещают водонабухающие пакеры. Внутреннюю часть фильтра выполняют со сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра. Этой перегородкой разделяют фильтр на верхнюю и нижнюю части. Перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Капиллярные отверстия имеют диаметр не более 2 мм. Плотность размещения отверстий - не менее 50 отв./м. Горизонтальное положение перегородки контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра. Верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной. В жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, обеспечивают снижение доли воды. Обеспечивают подачу воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия в нижнюю часть фильтра. До перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер для отсечения межтрубного пространства скважины. Нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство. Эту воду с помощью насоса закачивают в другой пласт. Нижняя часть фильтра не имеет сообщения с колонной труб, на которых спускают фильтр. Верхняя часть фильтра имеет сообщение с колонной труб. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра подают в колонну труб, которую поднимают насосом на поверхность. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт. Устройство включает полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу, соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу. Полый корпус оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой, гильза оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, в которой установлено стопорное кольцо, гильза зафиксирована относительно полого корпуса срезным элементом. Сверху гильза снабжена посадочным седлом под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб шар. Напротив выпускного канала полого корпуса эксцентрично установлен регулируемый клапан, состоящий из подпружиненного вниз поршня со штоком и регулировочной гайки. Ниже поршня в клапане выполнена гидравлическая камера, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством полого корпуса, причем под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с пластом через выходное отверстие клапана, которое оснащено сменной насадкой, ввернутой в выходное отверстие клапана. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 2 ил.
Наверх