Способ разработки нефтяной залежи


 


Владельцы патента RU 2535545:

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей, агента вытеснения жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, и рекомендуют проведение определенных геолого-технических мероприятий. Дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах. С учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на определенные даты строят поля среднепластового давления. По построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления. Проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату, и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования (Патент РФ №2166619, опубл. 2001.05.10).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, согласно которому проводят 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, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (патент РФ №2336413, опубл. 20.10.2008 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем 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, а для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%.

Сущность изобретения

Для достижения максимальной нефтеотдачи залежи недостаточно выровнять фронт вытеснения изменением пластового давления, т.к. при этом обводненность участков залежи может быть различной и неравномерной. Неравномерность обводнения влечет за собой захоронение в залежи значительных запасов нефти. Существующие технические решения не решают эту задачу, а если и решают, то лишь частично. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи за счет выравнивания фронта обводнения залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи проводят 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. Проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более, группируют выбранные скважины по наличию очагов заводнения, 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.

Проведение выборки добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более, необходимо для выявления скважин и соответственно участков залежи с опережающими темпами обводнения. Группировка выбранных скважин по наличию очагов обводнения предполагает выявление очагов, т.е. источников опережающего обводнения залежи. По коэффициенту взаимовлияния скважин, взаиморасположению скважин и участков намечают скважины для первоочередного воздействия для снижения обводненности. Ранжирование выбранных участков по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки позволяет начинать мероприятия с наиболее значимых участков и скважин и максимально быстро достигать снижения обводнения.

Очагами обводнения могут быть нагнетательная скважина или группа нагнетательных скважин. Коэффициент взаимовлияния скважин представляет собой эмпирически выявленные зависимости по изменению градиента давления в добывающей скважине посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины. Взаиморасположение скважин и участков выбирается исходя из литологической неоднородности залежи и необходимости определения коэффициента взаимовлияния. Ранжирование проводят для распределения по значимости для снижения обводнения.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2200 м, пластовое давление 8-16 МПа, пластовая температура 30-38°C, пористость 5-50%, проницаемость 5-1200 мДа, нефтенасыщенность 40-95%, вязкость нефти 15-35 мПа∗с, плотность нефти 0,813-0,865 г/см3, коллектор - песчаник-алевролит, тип залежи массивный. Залежь разрабатывают заводнением 5 лет. Текущее состояние залежи: находится в активной разработке не менее 5 лет, существует система поддержания пластового давления, где происходит закачка через нагнетательные скважины рабочего агента и извлечение добываемой продукции через добывающие скважины, при этом имеются остаточные запасы не менее 3000 т, что позволяет производить работы по интеллектуализации объекта разработки. В залежь закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Устанавливают зависимость величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Эта зависимость наблюдается в песчанистых коллекторах при максимальных объемах компенсации и минимальными объемами компенсации в глинистых коллекторах. Определяют интервал оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Снабжают каждую нагнетательную и добывающую скважину датчиками забойного давления. Один раз в сутки выполняют замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин. Забойные давления составляют величины в пределах от 4 МПа до 11 МПа, пластовые давления составляют величины в пределах от 8 МПа до 19 МПа. Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление, которое составляет величины от 10 МПа до 19 МПа. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины и отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Таких скважин выбрано от 2 до 6 шт. Группируют выбранные скважины по 2-3 шт. 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. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации более 110%. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по изоляции водопритоков и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Мероприятия проводят от участка к участку.

В результате обводненность добываемой продукции стабилизировалась по залежи на уровне 80-90%, а нефтеотдача возросла на 2,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий 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, отличающийся тем, что 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, а для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей.

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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи. По способу осуществляют разбуривание залежи скважинами по редкой сетке. Залежи исследуют с определением их гипсометрических отметок. Осуществляют строительство новых скважин и боковых или боковых горизонтальных стволов из существующих скважин в сторону максимальной нефтенасыщенности залежи. При этом проводят сейсморазведочные работы с определением нескольких нефтенасыщенных зон залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания. Дополнительно определяют наличие и расположение линий разломов. Строительство новых горизонтальных или наклонно направленных скважин производят по неравномерной сетке так, чтобы горизонтальный или наклонно направленный участок этих скважин проходил по выбранной нефтенасыщенной зоне с максимально возможной площадью фильтрации. Строительство боковых стволов и боковых горизонтальных стволов из существующих скважин осуществляют в сторону близлежащей нефтенасыщенной зоны с прохождением максимально возможной площади фильтрации после обводнения последних или снижения дебита нефти в них ниже рентабельного. Боковые стволы или боковые горизонтальные стволы проходят по зоне с эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м при наличии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов или не менее 4 м при отсутствии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов. Наклонно направленные боковые и боковые горизонтальные скважины проходят по нефтенасыщенной зоне перпендикулярно или под острым углом к линии разлома залежи, не пересекая линию разлома и на таком удалении, чтобы избежать быстрого обводнения добываемой продукции. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.
Наверх