Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения (варианты)



Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения (варианты)
Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения (варианты)
Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения (варианты)

 


Владельцы патента RU 2530031:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками при отсутствии непроницаемых разделов между газо-, нефте- и водонасыщенными зонами пласта. Синхронизация выработки нефти и газа (конденсата) осуществляется с целью повышения темпа выработки запасов и увеличения конечной углеводородоотдачи месторождения. Обеспечение равномерности выработки запасов нефте- и газонасыщенной зон достигается регулируемым одновременным отбором нефти и газа (конденсата).

Известен способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек при наличии газовой шапки [RU 2018638, 1994], предполагающий одновременный отбор газа из газовой зоны и нефти из нефтяной зоны при регулировании отбора газа. Отбор газа и нефти предполагается через одну и ту же скважину, причем отбор газа осуществляется через затрубное пространство, а нефти - через колонну лифтовых труб. Скважина при этом перфорируется в нефтенасыщенной и газонасыщенной зонах пласта. Интервалы перфорации разделяются пакером, устанавливаемым на глубине, равной или выше глубины расположения газонефтяного контакта (ГНК).

Перепад давления между интервалами вскрытия, больший гидростатического, поддерживают посредством регулирования темпа отбора газа. При перемещении ГНК, вызванного выработкой или истощением нефтяной зоны, увеличивают разницу давлений между интервалами вскрытия, в результате чего образуют обратный конус нефти. Снижение разницы давлений осуществляют при уменьшении глубины расположения ГНК или увеличении нефтенасыщенности газовой шапки в интервале вскрытия.

С целью снижения дебита газа из газовой шапки производят снижение проницаемости коллектора газовой шапки на всю высоту интервала вскрытия в призабойной зоне посредством закачки в пласт тампонирующего материала.

Недостатком способа является направленное снижение дебита скважин по газу и, соответственно, уменьшение темпа выработки газонасыщенной части путем снижения проницаемости коллектора в газовой шапке на всю высоту интервала его вскрытия.

Известный способ предполагает отсутствие непосредственного водонефтяного контакта (ВНК) в залежи и не предполагает поддержания уровня пластового давления в нефтенасыщенной части и повышения возможных темпов отбора нефти и газа использованием, в частности, законтурного, очагового заводнения.

Недостатком известного способа является также сложное техническое исполнение эксплуатационной скважины (необходимость одновременно-раздельной добычи газа и нефти), что снижает темпы разработки и углеводородоотдачи.

В отличие от известного способа, ожидаемый технический результат предлагаемого изобретения направлен на получение более высоких темпов выработки нефте- и газонасыщенных зон водоплавающих залежей при более простом техническом исполнении внутрискважинного оборудования.

Известен способ добычи нефти из подгазовых нефтяных оторочек с использованием водяных барьеров для борьбы с прорывами газа к добывающим скважинам, включающий создание барьера между нефтяной и газовой частью залежи путем закачки воды и отбор нефти из нефтяной части залежи через добывающие скважины. Согласно изобретению при разработке залежи в терригенном коллекторе с глинистыми минералами закачку воды для создания барьера между нефтяной и газовой частью проводят выше уровня газонефтяного контакта. Перед закачкой воды проводят исследования по выявлению зависимости проницаемости породы пласта от минерализации воды и определяют максимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость породы пласта не ниже, чем при фильтрации пластовой воды, и минимальный уровень минерализации воды, при котором проницаемость снижается не менее чем в 5 раз по сравнению с проницаемостью при фильтрации пластовой воды. После этого проводят закачку воды, снижая минерализацию закачиваемой воды с максимального уровня, при котором не происходит набухание глинистых минералов, до минимального уровня, обеспечивающего набухание глинистых минералов, уменьшение размера поровых каналов в области, близкой к стволу скважины с высоким градиентом давления [RU 2390626, 2010].

Известный способ имеет ограниченное применение, поскольку предназначен и реализуется при наличии терригенного коллектора с глинистыми минералами и предполагает закачку воды для создания барьера между нефтяной и газовой частью, что снижает темпы разработки и углеводородоотдачи.

Известным способом также не предусматривается отбор газа из газовой части, что является существенным недостатком.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, в соответствии с которым между нефтяной и газовой частью создают водяной барьер. До создания барьера добывают нефть из нефтяной части залежи до уменьшения толщины нефтяной части до предельной величины, обусловленной рентабельной добычей нефти. Водяной барьер создают путем закачки воды через дополнительную перфорацию нагнетательных скважин газовой части залежи в зоны выше первоначального газонефтяного контакта; одновременно начинают закачивать газ в газовую часть залежи и продолжают его закачку при отборе газа и нефти [RU 2018640, 1994].

Известный способ предполагает закачку воды для создания барьера между нефтяной и газовой частями, а также одновременный отбор и закачку газа в газовой части залежи, что усложняет процесс разработки, снижает темпы выработки запасов газа, уменьшает конечную углеводородоотдачу.

Техническим результатом предлагаемого способа является повышение темпов разработки и углеводородоотдачи нефтегазоконденсатного месторождения.

Решаемая предлагаемым изобретением задача заключается в повышении эффективности разработки многофазных залежей с различным характером насыщения пластов. При внедрении предлагаемого способа реализуется система сбалансированного (синхронизированного) отбора нефти из нефтенасыщенной и газа из газонасыщенной зон месторождения, что обеспечивается поддержанием в процессе разработки минимально стабильного превышения величины текущего поля давления в приконтактной газонасыщенной части над давлением в приконтактной нефтенасыщенной части. Соблюдение данного условия позволяет осуществлять одновременную выработку запасов нефти и газа. При соблюдении условий реализации способа в процессе совместной разработки не допускается миграция нефти в газонасыщенную часть месторождения и разубоживание нефтяных запасов, а также минимизируются процессы поступления газа в нефтенасыщенную часть месторождения и отсечения части подвижных запасов нефти от процесса дренирования.

Незначительность величины превышения текущего давления в газонасыщенной части над давлением в нефтенасыщенной части и осуществление преимущественного отбора газа из приконтактной зоны уменьшают интенсивность поступления свободного газа из газонасыщенной зоны к забоям нефтяных скважин до минимально возможного уровня.

Вышеназванные преимущества позволяют повысить общий (суммарный) темп отбора углеводородов и увеличить конечную углеводородоотдачу газоконденсатных месторождений с нефтяными зонами при использовании вариантов предложенного способа.

Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в одном из вариантов способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения включает ввод в эксплуатацию газо- и нефтенасыщенной зон 1, 2 продуктивной залежи 3 с помощью соответственно газовых и нефтяных добывающих скважин 4, 5, имеющих горизонтальные участки стволов 6, 7, с опережающим вводом в разработку нефтенасыщенной зоны и последующей синхронизацией выработки запасов нефти и газа при поддержании превышения пластового давления в газонасыщенной зоне 1 над нефтенасыщенной зоной 2 на величину 3-5% путем регулирования темпа отбора газа, причем 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, при этом отбор газа ведут с преимущественным его извлечением из примыкающей к ГНК 8 части газонасыщенной зоны 1.

Как правило, положение горизонтальных участков 6, 7 стволов газовых и нефтяных добывающих скважин 4, 5 относительно ГНК 8, а также требуемые величины повышения или понижения темпа отбора газа определяют гидродинамическим расчетом, учитывающим параметры продуктивной залежи 3 и свойства газа, конденсата, нефти и пластовой воды.

В частных случаях одновременно с регулированием темпа отбора газа из газонасыщенной зоны 1 может осуществляться синхронизированное регулирование темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны 2.

Поставленная задача решается и технический результат также достигается в другом варианте реализации способа разработки нефтегазоконденсатного месторождения тем, что способ включает ввод в эксплуатацию газо- и нефтенасыщенной зон 1, 2 продуктивной залежи 3 с помощью соответственно газовых и нефтяных добывающих скважин 4, 5, имеющих горизонтальные участки стволов 6, 7, с опережающим вводом в разработку нефтенасыщенной зоны и последующей синхронизацией выработки запасов нефти и газа при поддержании превышения пластового давления в газонасыщенной зоне 1 над нефтенасыщенной зоной 2 на величину 3-5% путем регулирования темпа отбора нефти, причем при увеличении разницы пластового давления между газо- и нефтенасыщенной зонами 1, 2 понижают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, а при уменьшении разницы пластового давления повышают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, при этом отбор газа ведут с преимущественным его извлечением из примыкающей к ГНК 8 части газонасыщенной зоны 1.

Положение горизонтальных участков 6, 7 стволов газовых и нефтяных добывающих скважин 4, 5 относительно ГНК 8, а также требуемую величину повышения или понижения темпа отбора нефти также, как правило, определяют гидродинамическим расчетом, учитывающим параметры продуктивной залежи 3 и свойства газа, конденсата, нефти и пластовой воды.

При недостаточности допустимого снижения темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны 2 для поддержания требуемой разницы пластового давления между газонасыщенной зоной 1 и нефтенасыщенной зоной 2 поддержание требуемого уровня пластового давления в нефтенасыщенной зоне 2 осуществляют подключением законтурного заводнения нефтенасыщенной зоны 2 через нагнетательные скважины 9, располагаемые в водонасыщенной зоне 10 вблизи ВНК 11, т.е. используют систему пластового поддержания давления (ППД).

При недостаточности допустимого снижения темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны 2 и законтурного заводнения нефтенасыщенной зоны 2 для поддержания требуемой разницы пластового давления между газонасыщенной зоной 1 и нефтенасыщенной зоной 2 поддержание требуемого уровня пластового давления в нефтенасыщенной зоне 2 осуществляют с дополнительным подключением внутриконтурного очагового заводнения.

Дополнительное подключение внутриконтурного очагового заводнения осуществляют путем перевода части добывающих нефтяных скважин 5 во внутриконтурные очаговые нагнетательные скважины 12.

Во внутриконтурные очаговые нагнетательные скважины 12 переводят добывающие нефтяные скважины 5 с наименьшими текущими величинами пластового давления.

В частных случаях одновременно с регулированием темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны 2 может осуществляться синхронизированное регулирование темпа отбора газа из газонасыщенной зоны 1.

На фиг.1 показана схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтегазоконденсатного месторождения (вертикальный разрез по нескольким скважинам); на фиг.2 - карта изобар с нефтяными, газовыми и нагнетательными скважинами при разработке с применением системы ППД; на фиг.3 - карта изобар с нефтяными, газовыми и нагнетательными скважинами при разработке без применения системы ППД.

В способе разработки газоконденсатного месторождения с нефтенасыщенной зоной ввод в эксплуатацию газо- и нефтенасыщенной зон осуществляется с помощью добывающих газовых и нефтяных скважин, располагаемых соответственно в газовой и нефтяной зонах пласта. Конструкция добывающих скважин предусматривает горизонтальные окончания стволов. Способ реализуется путем опережающего ввода в разработку нефтенасыщенной зоны. Спустя 2-3 года эксплуатации осуществляется ввод в разработку газонасыщенной зоны и последующая синхронизация выработки запасов путем регулирования темпов отбора нефти или/и газа.

Целью регулирования темпов отбора является поддержание превышения средневзвешенного текущего пластового давления в газонасыщенной зоне, примыкающей к ГНК, над аналогичной величиной в нефтенасыщенной зоне, на минимально возможную величину. Указанная разница давлений на практике может быть определена как величина в 3-5%.

Устанавливаемая разница пластового давления поддерживается преимущественным отбором газа из газонасыщенной зоны, примыкающей к ГНК продуктивной залежи.

При уменьшении перепада пластового давления между зонами с различным характером насыщения, вплоть до его выравнивания, повышают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, или понижают темп отбора газа из газонасыщенной зоны, вплоть до временного прекращения отбора газа, или применяют оба указанных инструмента регулирования, до восстановления указанного перепада давлений.

При увеличении перепада пластового давления понижают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, либо повышают темп отбора газа из газонасыщенной зоны, или применяют оба предусмотренных инструмента регулирования.

При недостаточности допустимого (с точки зрения проектных условий разработки) снижения темпа отбора нефти для поддержания требуемой разницы пластового давления поддержание необходимого уровня пластового давления в нефтенасыщенной зоне осуществляют с помощью законтурного заводнения нефтенасыщенной зоны через нагнетательные скважины, располагаемые в водонасыщенной зоне залежи вблизи ВНК.

При недостаточности влияния законтурного заводнения для восстановления требуемого перепада пластового давления поддержание уровня давления в нефтенасыщенной зоне осуществляют с дополнительным использованием внутриконтурного (очагового) заводнения. В качестве внутриконтурных (очаговых) нагнетательных скважин используют нефтяные скважины, расположенные на участках с наименьшими текущими величинами пластового давления.

Физическая сущность изобретения состоит в предотвращении разубоживания запасов нефти при обеспечении одновременной выработки газовой и нефтяной частей месторождения.

Ввиду многократного отличия вязкостей нефти и газа в случае опережающей эксплуатации газовой части месторождения снижение давления в газонасыщенной зоне происходит высокими темпами. Следствием этого становится миграция нефти в зону с пониженным уровнем давления, вследствие чего происходит разубоживание нефтяных запасов, снижение пластового давления в нефтенасыщенной зоне, частичное разгазирование пластовой нефти, увеличение ее вязкости, уменьшение подвижности.

Результатом вышеназванных физических процессов становится потеря частью запасов нефти подвижности, ее отсечение от процесса дренирования и снижение конечной нефтеотдачи пласта.

В случае ввода в эксплуатацию нефтенасыщенной части месторождения, опережающее снижение давления происходит в нефтяной зоне. Следствием этого становятся прорывы свободного газа из газонасыщенной зоны к забоям нефтяных скважин, снижение фазовой проницаемости по нефти, отсечение от процесса дренирования части подвижных нефтяных запасов, что в конечном итоге также приводит к снижению достигаемой нефтеотдачи.

Посредством осуществления одновременной регулируемой выработки газо- и нефтенасыщенных зон месторождения достигается относительная стабильность текущего ГНК и поддержание минимального превышения текущей величины пластового давления в газонасыщенной зоне над аналогичной величиной в нефтенасыщенной зоне. При этом отбор газа преимущественно осуществляется из газонасыщенной зоны, примыкающей к ГНК, для минимизации прорывов газа в нефтенасыщенную часть.

В результате реализации предложенного способа разработки месторождения:

- достигается предотвращение поступления нефти в газонасыщенную зону;

- минимизируется интенсивность поступление газа в нефтяную зону и призабойную зону нефтяных скважин;

- обеспечивается одновременная выработка запасов нефти и газа;

- повышается нефтеотдача пласта за рассматриваемый период;

- повышается конечная углеводородоотдача месторождения.

Нижеприведенные технико-технологические параметры разработки месторождения для реализации предлагаемого способа, а именно:

- профили стволов скважин относительно ГНК и ВНК;

- объемы (темп) отбора нефти и газа по годам;

- динамика изменения дебитов/объемов закачки добывающих/нагнетательных скважин;

- срок (отсрочка) ввода в разработку газонасыщенной части;

- необходимость (срок начала внедрения) законтурного (внутриконтурного) заводнения;

- очередность ввода нагнетательных скважин и их местоположение,

определяют путем проведения газогидродинамического моделирования (прогнозирования) на основе цифровой технико-технологической модели резервуара с использованием характеристик пласта и пластовых флюидов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Для рассматриваемого пластового резервуара (залежи) интерпретируются данные геофизических исследований скважин (ГИС), гидродинамических исследований скважин (ГДИС), исследований керна и устанавливаются численные значения следующих параметров:

- вязкости нефти, газа, воды в пластовых условиях;

- текущего пластового давления в нефте- и газонасыщенной зонах;

- средних газо-, нефте- и водонасыщенностей коллекторов в газо- и нефтенасыщенных зонах;

- средних пористости и проницаемости коллекторов в газо- и нефтенасыщенных зонах;

- средних газо- и нефтенасыщенных мощностей;

- отметок ГНК и ВНК;

- абсолютных и фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде, в том числе критических значений насыщенностей флюидов.

2. Устанавливаются начальная продуктивность (дебиты) каждой из скважин по нефти и газу, а также начальная обводненность продукции нефтяных и газовых скважин.

3. Полученная исходная геолого-промысловая информация загружается в технико-технологическую (газогидродинамическую) модель резервуара.

4. Расчетные прогнозные варианты с различными способами выработки залежи формируются посредством изменения характера (сроков и темпа) отбора газа или/и нефти, срока ввода газонасыщенной части, условий применения системы ППД, характера расстановки газодобывающих скважин.

5. Для каждого варианта рассчитываются промежуточные и итоговые карты изобар по нефте- и газонасыщенным зонам. Рассчитываются основные показатели разработки (годовые и накопленные отборы, динамика разницы давления между нефте- и газонасыщенной частями залежи, коэффициенты углеводородоотдачи). Полученные технологические показатели сравниваются для выбора наилучшего варианта, позволяющего достигнуть максимальных показателей темпов отбора по нефти и нефтеотдачи за расчетный период.

6. Осуществляется внедрение на практике наилучшего варианта разработки пластового резервуара с реализацией оптимальных (установленных) технологических показателей.

Пример конкретного осуществления способа

Рассматривалось одно из нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири. Данные о структурном строении газо- и нефтенасыщенной зон, продуктивной залежи в целом, объеме залежи, контурах ВНК и ГНК, свойствах пластовых флюидов брались на основе обобщенной геолого-технологической модели месторождения. Фильтрационные параметры нефте- и газонасыщенной зон уточнялись по данным ГИС.

Рассматривались предложенные варианты разработки.

Первый рассмотренный вариант предполагал одновременную выработку запасов газа и нефти, отсрочку ввода газонасыщенной части (3-й год эксплуатации); отсутствие регулирования объемов отбора нефти и газа, применение системы законтурного ППД, преимущественный отбор газа из приконтактного участка газонасыщенной зоны, равномерное размещение нефтяных добывающих скважин по площади.

Второй рассмотренный вариант предполагал одновременную выработку запасов газа и нефти, отсрочку ввода газонасыщенной части (3-й год эксплуатации), преимущественный отбор газа из приконтактного участка газонасыщенной зоны, регулирование объемов отбора газа из приконтактной зоны, регулирование пластового давления в приконтактной газонасыщенной части (поддержание минимального перепада давления между газо- и нефтенасыщенными зонами), применение системы законтурного ППД, последующее внедрение очагового ППД (на участках пониженного давления), равномерное размещение нефтяных добывающих скважин по площади (фиг.2).

Для сравнения с предложенными вариантами был просчитан еще один (третий) вариант.

Третий рассмотренный вариант предполагал одновременную выработку запасов газа и нефти, одновременный ввод нефте- и газонасыщенной частей в разработку, отсутствие регулирования объемов отбора нефти и газа, без применения системы ППД, равномерное размещение нефтяных добывающих скважин по площади залежи (фиг.3).

Посредством газогидродинамического моделирования с использованием геолого-технологической модели рассчитывались технологические показатели разработки месторождения по годам и по вариантам (накопленные отборы нефти и газа, динамика разницы давлений между нефте- и газонасыщенной частями залежи, коэффициентов углеводородоотдачи).

Расчетный период принимался равным 20 годам. При проведении гидродинамического моделирования учитывалась интерференция скважин. Забойное давление задавалось равным 0,5 от начального пластового давления.

Наилучшими показателями характеризуются предлагаемые в данном изобретении варианты разработки месторождения. В случае применения первого варианта снижение объемов отбора нефти и газа и увеличение разницы давлений между зонами происходит менее интенсивно, чем в третьем варианте. Также аналогичными результатами характеризуется второй вариант разработки. Поддержание минимального перепада пластового давления между зонами позволяет достичь наибольшей эффективности разработки (поддержания наиболее высоких темпов выработки запасов и достижения наибольших коэффициентов нефтеотдачи) за расчетный период. В связи с этим параметры разработки по данным вариантам являются оптимальными.

Результаты расчетов показали, что наиболее значительное увеличение разницы давлений между зонами и снижение темпов отбора нефти во времени происходит по третьему варианту, когда одновременная выработка запасов газа и нефти осуществляется без регулирования объемов добычи при равномерном размещении газовых скважин по площади газонасыщенной зоны. Это происходит за счет отрезания части запасов нефти от процесса дренирования вследствие быстрого загазовывания призабойных зон части добывающих нефтяных скважин.

Таким образом, согласно приведенным данным, технический результат может быть достигнут только в случае реализации предлагаемого способа по первому либо по второму варианту. Третий вариант разработки месторождения, приведенный для сравнения с заявленными вариантами, является менее эффективным, поэтому не может быть рекомендован к осуществлению.

1. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, включающий 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% путем регулирования темпа отбора газа, причем 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, при этом отбор газа ведут с преимущественным его извлечением из примыкающей к газонефтяному контакту - ГНК части газонасыщенной зоны.

2. Способ по п.1, в котором положение горизонтальных участков стволов газовых и нефтяных добывающих скважин относительно ГНК, а также требуемые величины повышения или понижения темпа отбора газа определяют гидродинамическим расчетом, учитывающим параметры продуктивной залежи и свойства газа, конденсата, нефти и пластовой воды.

3. Способ по одному из пп.1-2, в котором одновременно с регулированием темпа отбора газа из газонасыщенной зоны осуществляют синхронизированное регулирование темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны.

4. Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения, включающий 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% путем регулирования темпа отбора нефти, причем при увеличении разницы пластового давления между газо- и нефтенасыщенной зонами понижают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, а при уменьшении разницы пластового давления повышают темп отбора нефти из нефтенасыщенной зоны, при этом отбор газа ведут с преимущественным его извлечением из примыкающей к газонефтяному контакту - ГНК части газонасыщенной зоны.

5. Способ по п.4, в котором положение горизонтальных участков стволов газовых и нефтяных добывающих скважин относительно ГНК, а также требуемую величину повышения или понижения темпа отбора нефти определяют гидродинамическим расчетом, учитывающим параметры продуктивной залежи и свойства газа, конденсата, нефти и пластовой воды.

6. Способ по п.4, в котором при недостаточности допустимого снижения темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны для поддержания требуемой разницы пластового давления между газонасыщенной зоной и нефтенасыщенной зоной поддержание требуемого уровня пластового давления в нефтенасыщенной зоне осуществляют подключением законтурного заводнения нефтенасыщенной зоны через нагнетательные скважины, располагаемые в водонасыщенной зоне вблизи водонефтяного контакта.

7. Способ по п.4, в котором при недостаточности допустимого снижения темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны и законтурного заводнения нефтенасыщенной зоны для поддержания требуемой разницы пластового давления между газонасыщенной зоной и нефтенасыщенной зоной поддержание требуемого уровня пластового давления в нефтенасыщенной зоне осуществляют с дополнительным подключением внутриконтурного очагового заводнения.

8. Способ по п.7, в котором дополнительное подключение внутриконтурного очагового заводнения осуществляют путем перевода части добывающих нефтяных скважин во внутриконтурные очаговые нагнетательные скважины.

9. Способ по п.8, в котором во внутриконтурные очаговые нагнетательные скважины переводят добывающие нефтяные скважины с наименьшими текущими величинами пластового давления.

10. Способ по одному из пп.4-9, в котором одновременно с регулированием темпа отбора нефти из нефтенасыщенной зоны осуществляют синхронизированное регулирование темпа отбора газа из газонасыщенной зоны.



 

Похожие патенты:

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке двух эксплуатационных объектов многопластового нефтяного месторождения с терригенным типом коллектора.
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 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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку. Технический результат заключается в повышении эффективности размещения в скважине многопакерной компоновки. 5 пр.

Группа изобретений относится к добыче нефти и может быть применена для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Установка по первому варианту содержит колонну лифтовых труб, два пакера, наземную станцию управления, электрический кабель, питающий электродвигатель погружного насоса, скважинную камеру, корпус которой с торцов ограничен муфтами перекрестного течения, сообщающуюся через продольные каналы муфт, с одной стороны, с выходным патрубком погружного насоса, а с другой, - с колонной лифтовых труб, два блока регулирования притока и учета флюида нижнего и верхнего пластов в отдельности, содержащие модули телеметрии, измеряющие физические величины состояния флюидов, и регулируемые электроклапаны. Нижний пакер установлен выше нижнего пласта снаружи хвостовика. Верхний пакер установлен ниже верхнего пласта и образует с нижним пакером межпакерный участок скважины, в полости которого размещен погружной насос с входным модулем и электродвигателем, к последнему присоединен хвостовик, сообщающий нижний пласт с межпакерным участком через каналы хвостовика и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида, размещенного в хвостовике с перекрытием полости и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. В скважинной камере концентрично корпусу размещен цилиндр, сопряженный с муфтами перекрестного течения, сообщающий верхний пласт с межпакерным участком через радиальные каналы муфт и регулируемого электроклапана блока регулирования притока и учета флюида верхнего пласта, установленного в верхней муфте и связанного кабелем связи с наземной станцией управления. Техническим результатом использования изобретений является повышение эффективности эксплуатации скважин. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Установка содержит колонну лифтовых труб, пакер с кабельным вводом, гидравлический коллектор, возвратно-поступательный насос и электроприводной центробежный насос с запорно-промывочным клапаном, соединенный с пакером промежуточной трубой, и кабель электропитания. В коллекторе выполнено центральное отверстие, и параллельно ему в стенке выполнены продольные каналы, а также радиальные каналы, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством. В центральном отверстии коллектора выше радиальных каналов закреплен возвратно-поступательный насос с образованием полости, сообщающейся с продольными каналами и с полостью колонны лифтовых труб. Ниже радиальных каналов в центральном отверстии коллектора устанавливаются перепускной узел, одновременно перекрывающий радиальные каналы в стволе ниже кольцевых манжет пакера, разобщающие пласты скважины, или эжектор стравливания газовой шапки из подпакерного межтрубного пространства, выполненные с заглушкой, перекрывающей центральное отверстие и закрепляемые в коллекторе разжимными цангами с возможностью удаления их с помощью каната и монтажного инструмента с захватом зацепной головки. В перепускном узле и эжекторе ниже заглушки выполнены радиальные отверстия, сообщающие полость промежуточной трубы с продольными каналами коллектора. Технический результат заключается в повышении технологичности эксплуатации скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх