Способ организации вертикально-латерального заводнения


 


Владельцы патента RU 2531074:

Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" (RU)

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.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению нефтеотдачи нефтяных залежей за счет организации вертикально-латерального заводнения.

Известен способ организации вертикально-латерального заводнения на основе использования системы горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин (см. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ №2342523 / Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.). В указанном патенте под вертикальным заводнением понимают именно вертикально-латеральное заводнение, согласно более поздней типизации (см. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа: Часть 2, М.; Ижевск: Ин-т компьютер, исслед., 2009, с.85-86).

Данный способ предполагает бурение системы горизонтальных добывающих и нагнетательных стволов в варианте новых горизонтальных скважин или боковых стволов из ранее пробуренных вертикальных (наклонно направленных) скважин. Указанный способ наиболее предпочтителен для новых залежей, так как обеспечивает наилучшие технико-экономические показатели разработки.

Основным недостатком указанного способа являются высокие затраты на бурение горизонтальных стволов при наличии ранее пробуренной системы вертикальных скважин. (Здесь и далее под вертикальными понимаем в том числе и наклонно направленные скважины, т.е. любые скважины с малым отклонением ствола от вертикали в пределах продуктивного пласта). Такая ситуация характерна для многих залежей нефти, длительно разрабатываемых на основе традиционных систем латерального заводнения.

Наиболее близким к предлагаемому является способ (см. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ №2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов Р.А., Морев В.А.), при котором:

- для перехода к разработке (доразработке) залежи на основе вертикально-латерального заводнения используют простаивающие (находящиеся в консервации) ранее пробуренные вертикальные скважины;

- в расконсервируемые простаивающие скважины спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) выше кровли продуктивного пласта и осуществляют цементирование забоя скважины под давлением на высоту более толщины пласта;

- в скважинах, расконсервируемых в качестве добывающих, созданный цементный стакан разбуривают и выполняют повторную перфорацию в интервале не более половины толщины продуктивного пласта, считая от кровли;

- в скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, созданный цементный стакан разбуривают до подошвы пласта, выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта;

- в добывающие и нагнетательные скважины спускают насосно-компрессорные трубы с необходимым для выбранного способа эксплуатации оборудованием и запускают их в эксплуатацию.

Рассматриваемый способ обладает следующими недостатками.

- Работы по разбуриванию сформированного цементного стакана в будущих добывающих или нагнетательных скважинах требуют привлечения соответствующих буровых бригад и оборудования, т.е. затратны по финансам и времени.

- Возможно возникновение технических проблем и аварийных ситуаций при проведении операций по разбуриванию цементного стакана в стволах скважин старого фонда.

- Так как разбуривание цементного стакана вызывает дополнительные нагрузки на ствол скважины, то возможно нарушение герметичности цементного камня выше кровли пласта, особенно в скважинах с многолетней историей эксплуатации.

- Возможно дополнительное ухудшение состояния призабойной зоны пласта при цементировании под давлением и повторной перфорации интервала, в дальнейшем используемого для добычи нефти или закачки воды.

Целью предлагаемого изобретения является организация вертикально-латерального заводнения на основе ранее пробуренных вертикальных скважин без применения дорогостоящих и трудоемких операций с использованием буровой техники.

Поставленная цель достигается тем, что предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения включает использование простаивающих (находящихся в консервации) вертикальных или наклонно направленных скважин и выбор скважин, расконсервируемых в качестве добывающих и нагнетательных, и отличается тем, что в расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают 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.

В случае возможности и целесообразности применения операций по цементированию изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом.

В случае отказа от операций цементирования изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют за счет применения специализированных 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.

В случае, если в результате проведения работ по цементированию забоя или установки пакеров есть риск ухудшения состояния призабойной зоны пласта, то до ввода скважин в эксплуатацию выполняют повторную перфорацию на депрессии верхней половины пласта в добывающих скважинах и нижней трети пласта в нагнетательных скважинах.

Для повышения надежности изоляции интервала от кровли пласта до предполагаемого места установки пакера в нагнетательных скважинах предварительно осуществляют закачку в верхние две трети пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов (например, на полимерной основе) для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

Для повышения надежности изоляции без операций цементирования интервала от подошвы пласта до предполагаемого места установки пакера в добывающих скважинах предварительно осуществляют закачку в нижнюю половину пласта специализированных тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации воды в нижней части продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.

Способ реализуют следующим образом.

Как и способ-прототип, предлагаемый способ применим для нефтяной залежи, на которой имеется группа законсервированных (простаивающих) скважин, или вся нефтяная залежь находится в консервации. Причинами вывода скважин из эксплуатации являются высокая обводненность добываемой продукции или низкие дебиты скважин по нефти и отбор ее из залежи в целом.

При этом способ наиболее подходит для применения в случае, когда все или почти все скважины, добывающие и нагнетательные, являются вертикальными. То есть реализованная ранее система заводнения может расцениваться как система латерального заводнения. А простаивающий фонд скважин обусловлен негативными проявлениями латерального заводнения в типичных для большинства пластов условиях. То есть, когда продуктивный разрез представлен переслаиванием прослоев с различными значениями коэффициента проницаемости. Для подтверждения этого вывода используют данные промысловых геофизических исследований и адаптированной к показателям предшествующей эксплуатации скважин 3D гидродинамической модели об избирательном характере обводнения скважин по толщине пласта.

Приводимые факторы позволяют, во-первых, сделать вывод, что система латерального заводнения исчерпала себя на расматриваемом участке или нефтяной залежи в целом. Во-вторых, отдается предпочтение переходу к доразработке залежи на основе вертикально-латерального заводнения за счет вывода из консервации группы скважин или нефтяной залежи в целом.

Далее, как и в способе-прототипе, согласно ранее сформированной или альтернативной запроектированной системе размещения добывающих и нагнетательных скважин расконсервируемые скважины разделяют на будущие добывающие или нагнетательные.

Предлагаемый способ отличается последовательностью выполняемых технологических операций, в зависимости от предписываемой роли расконсервируемой скважине.

В каждой скважине, расконсервируемой с целью добычи нефти, осуществляют изоляцию нижней половины толщины продуктивного пласта в одном из двух вариантов.

В первом варианте устанавливают цементный мост с целью изоляции интервала продуктивного пласта ниже середины общей продуктивной толщины или осуществляют заливку цементом забоя скважины до середины общей продуктивной толщины пласта.

Во втором варианте, без операций цементирования, изоляцию нижней половины продуктивного интервала осуществляют за счет применения специализированных НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины продуктивного пласта.

При наличии подошвенной воды в качестве толщины продуктивного пласта рассматривают нефтенасыщенную толщину, отсчитываемую от принятого начального положения водонефтяного контакта до кровли продуктивного пласта в данной скважине.

Для повышения надежности изоляции нижней половины толщины пласта без цементирования предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации воды в нижней половине продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.

При проведении работ по цементированию может возникать риск поступления цемента или технических жидкостей в верхнюю перфорированную половину продуктивного пласта. В этом случае после изоляции нижней половины пласта выполняют повторную перфорацию в верхнем неизолированном интервале в условиях депрессии на продуктивный пласт.

В случае возможности и целесообразности эксплуатации скважины фонтанным или компрессорным способом сначала спускают НКТ для фонтанной или компрессорной эксплуатации до кровли пласта с установкой пакера в затрубном пространстве. Затем выполняют перфорацию верхней половины пласта на депрессии перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра, например гибких трубах. Это позволяет избежать ухудшения состояния призабойной зоны скважины при спускоподъемных операциях, проводимых при смене компоновки скважины.

В каждой скважине, расконсервируемой с целью нагнетания воды, спускают НКТ с пакером и устанавливают пакер на уровне 2/3 толщины продуктивного пласта, считая от кровли.

Для повышения надежности изоляции верхних 2/3 толщины пласта предварительно осуществляют закачку специализированных тампонажных и водоизолирующих составов. Целью данных операций является герметизация перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой. А также предотвращение или ограничение фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

При необходимости улучшения сообщения нижнего интервала забоя нагнетательной скважины с продуктивным пластом после спуска НКТ и установки пакера выполняют повторную перфорацию в интервале нижней одной трети пласта перфоратором на кабеле или трубах малого диаметра (например, гибких трубах) в условиях депрессии на пласт.

После завершения перечисленных подготовительных операций в нагнетательных скважинах начинают закачку воды в нижнюю часть пласта через колонну НКТ.

В добывающих скважинах начинают отбирать нефть из верхней части пласта на основе целесообразного для данной скважины способа эксплуатации (фонтанного или механизированного).

Обоснования предлагаемого способа и его достоинств

Предлагаемый способ предполагает при выполнении работ на скважинах применение апробированных технических и технологических решений. Отдельные используемые технологические операции успешно реализуются на большом количестве месторождений в России и мире в разных геологических и климатических условиях. Поэтому способ не нуждается в специальном доказательстве его реализуемости.

Основное преимущество предлагаемого способа по сравнению со способом-прототипом заключается в отсутствии операций с использованием буровой техники. Следовательно, он является менее затратным с финансовой, организационной и временной точек зрения. И позволяет избежать технологических рисков, связанных с операциями бурения.

Применение пакерной компоновки в нагнетательных скважинах, особенно в комбинации с закачкой тампонирующих и водоизолирующих составов, может обеспечить более качественную изоляцию верхнего интервала пласта по сравнению со способом-прототипом. А именно, в способе-прототипе при разбуривании цементного стакана и его перфорации значительны риски нарушения целостности заколонного цементного кольца выше создаваемого интервала перфорации.

Дополнительные перфорационные работы на депрессии, после спуска НКТ, позволяют улучшить сообщение забоев скважин с продуктивным пластом. Без его последующего ухудшения вследствие спускоподъемных операций. То есть, тем самым обеспечивают более высокие дебиты в добывающих и приемистости в нагнетательных скважинах.

Таким образом, предлагаемый способ организации вертикально-латерального заводнения позволяет, без проведения операций, с использованием буровой техники, осуществить переход на доразработку залежи от ранее применявшегося латерального к более эффективному вертикально-латеральному заводнению с использованием простаивающих вертикальных (наклонно направленных) скважин.

В результате продлевается срок разработки залежи и соответственно возрастает конечная величина коэффициента извлечения нефти (КИН), что сегодня весьма актуально для нефтедобывающей отрасли страны.

1. Способ организации вертикально-латерального заводнения, включающий использование простаивающих - находящихся в консервации вертикальных или наклонно направленных скважин, и выбор скважин, расконсервируемых в качестве добывающих и нагнетательных, отличающийся тем, что в расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб - 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае возможности и целесообразности применения операций по цементированию изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае отказа от операций цементирования изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют за счет применения 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.

4. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что в случае, если в результате проведения работ по цементированию забоя или установки пакеров есть риск ухудшения состояния призабойной зоны пласта, то до ввода скважин в эксплуатацию выполняют повторную перфорацию на депрессии верхней половины пласта в добывающих скважинах и нижней трети пласта в нагнетательных скважинах.

5. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что для повышения надежности изоляции интервала от кровли пласта до предполагаемого места установки пакера в нагнетательных скважинах предварительно осуществляют закачку в верхние две трети пласта тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации закачиваемой воды в верхней части продуктивного пласта в окрестности нагнетательной скважины.

6. Способ по одному из пп.1-3, отличающийся тем, что для повышения надежности изоляции без операций цементирования интервала от подошвы пласта до предполагаемого места установки пакера в добывающих скважинах предварительно осуществляют закачку в нижнюю половину пласта тампонажных и водоизолирующих составов для герметизации перфорационных отверстий, трещин и других нарушений сплошности эксплуатационной колонны и цементного кольца, зазоров между цементным кольцом, эксплуатационной колонной и породой, а также для предотвращения фильтрации воды в нижней части продуктивного пласта в окрестности добывающей скважины.



 

Похожие патенты:

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.
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.

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.

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.

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.

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.
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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Согласно изобретению проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Группируют выбранные скважины по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков. Ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом коэффициент взаимовлияния скважин определяют эмпирически по изменению градиента давления в добывающих скважинах посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины - от максимальных объемов для песчанистых продуктивных пластов до минимальных объемов для глинистых продуктивных пластов. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение. Сущность изобретения: необходимый результат по способу достигают построением карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карт распределения текущего пластового давления на основе данных эксплуатации и исследования скважин. Места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления. Местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины. Местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины. Оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины, с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи. 1 пр., 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в горизонтальной добывающей скважине определяют обводнившийся интервал горизонтального ствола. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде. На колонне насосно-компрессорных труб в обводнившийся интервал горизонтального ствола спускают фильтр длиной, равной длине обводнившегося интервала. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры и их запакеровывают. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора, и запускают скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в многозабойных горизонтальных добывающих скважинах при бурении в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола. С помощью этого определяют обводнившийся горизонтальный ствол. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, отдельно определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде и забивание пор пласта твердыми взвешенными частицами. При открытом обводненном стволе и закрытых других в скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц не более 40 мг/л в объеме, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта рассматриваемого горизонтального ствола. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора. После этого закачивают воду с содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Затем закачку прекращают и скважину запускают в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат. Способ включает закачку в пласт дисперсной полимерной системы через нагнетательные скважины, которые сообщены через напорный коллектор и блок гребенки - БГ с кустовой насосной станцией - КНС. По способу с применением упомянутого оборудования водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером. Установку смешения сообщают с водоводом до КНС или после КНС, являющимся входным для БГ. Приготовленную на установке смешения дисперсную полимерную систему закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ, с возможностью поддержания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды. Это позволяет производить закачку дисперсной полимерной системы в необходимой концентрации. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное начальному пластовому давлению), и направлено на повышение продуктивности скважин путем увеличения подвижности нефти за счет растворения в породе выделившегося из нефти газа при восстановлении пластового давления. Способ повышения подвижности нефти залежи применяется к залежам, разрабатываемым добывающими и нагнетательными скважинами. При осуществлении способа переводят добывающие скважины на другие залежи, консервируют добывающие скважины на период «подкачки» и «релаксации» залежи, ликвидируют добывающие скважины, при этом осуществляют постоянный контроль за величиной газового фактора и обводненностью. Данные действия позволяют ускорить процесс восстановления пластового давления за отсутствием отборов, понижающих пластовое давление. Остановленные добывающие скважины вводят в эксплуатацию по мере восстановления пластового давления залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, при этом осуществляют периодический запуск скважин для оперативного контроля над продуктивностью, обводненностью и величиной газового фактора. После чего бурят проектные добывающие скважины. 2 ил.

Изобретение относится к разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущения прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть, бурят строго друг под другом горизонтальные скважины. Часть скважин расположена над зоной газонефтяного контакта, часть - под зоной газонефтяного контакта. В верхние горизонтальные скважины нагнетают воду, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз - до зоны нефтяной оторочки. После этого выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии, имеющей повышенную вязкость, и увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается надежная изоляция нефтяной оторочки от газовой шапки в окрестности рассматриваемых скважин. Затем в те же, верхние, скважины закачивают гидрофобную жидкость - она также опускается вниз и, распределяясь в объеме пласта, создает над водонефтяной эмульсией еще один слой, который препятствует продвижению этой эмульсии вверх - в газовую часть пласта. Таким образом, закачка гидрофобной жидкости позволяет создать зону, непроницаемую для водонефтяной эмульсии, а последняя, в свою очередь, предотвращает попадание нефти в газовую шапку. После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - минимизация перекачки воды в нагнетательные скважины одной приемистости и исключение недозакачки воды в нагнетательные скважины другой приемистости при оптимизации энергетических затрат на закачку воды в системе кустовой закачки воды в пласт и стабилизации давления в водоводах. Система кустовой закачки воды в пласт включает собственно кустовую насосную станцию, запорно-регулирующую арматуру, насос, подводящий к насосу водовод, выкидной водовод, соединяющий насос и блок гребенки, систему разводящих водоводов с отводами на каждую нагнетательную высокоприемистую, среднеприемистую или низкоприемистую скважины. Отводы среднеприемистых скважин оснащены калиброванными штуцерами. Кустовая насосная станция предусматривает цикличный режим работы с периодическим повышением или понижением давления в подводящем водоводе. Подводящий водовод оснащен регулятором давления для снижения или повышения давления на входе насоса при соответствующем превышении или понижении давления уставки в подводящем водоводе. Давление уставки предварительно выбрано исходя из характеристик насоса. Насос дополнительно оснащен частотно-регулируемым приводом. Выкидной водовод оснащен датчиком давления, функционально связанным с частотно-регулируемым приводом насоса для поддержания заранее выбранного оптимального давления насосом в выкидном водоводе. При этом отводы высокоприемистых скважин оснащены соответствующими регуляторами расхода для обеспечения постоянного объема закачки в них воды. 1 ил., 2 табл., 2 пр.
Наверх