Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин



Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин
Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин

 


Владельцы патента RU 2535577:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) (RU)

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.

 

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к повышению эффективности уплотняющего бурения скважин.

Заводнение является наиболее распространенным способом разработки нефтяных залежей в России и мире. При заводнении на залежь бурят систему (сетку) скважин, включающую как добывающие, так и нагнетательные скважины.

Известно, что при вводе нефтяной залежи в разработку ее геологические особенности, неоднородность геолого-физических свойств характеризуются недостаточной изученностью. Поэтому применяют так называемое двухстадийное разбуривание (см. Закиров С.Н. Анализ проблемы "Плотность сетки скважин - нефтеотдача", М.: Грааль, 2002, с.187-188). На первой стадии бурят относительно редкую сетку добывающих и нагнетательных скважин. В дальнейшем, с учетом получения дополнительной промысловой информации в процессе эксплуатации и исследований пробуренных скважин, проектируют и реализуют бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин в зонах их наиболее рационального размещения - так называемое уплотняющее бурение. В ряде случаев для уплотняющего бурение также используют термин - оптимизация сетки скважин.

В рыночных экономических условиях бурение уплотняющих скважин обычно максимально отодвигают во времени для ускорения окупаемости затрат на первичную стадию разбуривания и обустройство месторождения. А также для снижения себестоимости добычи нефти в период сохранения приемлемо высоких дебитов по нефти по добывающим скважинам первой стадии. Поэтому к моменту реализации уплотняющего бурения чаще всего имеет место достаточно существенная степень выработанности запасов нефти и обводнения добываемой продукции.

Известен способ повышения эффективности уплотняющего бурения, основанный на размещении добывающих уплотняющих скважин в зонах наибольших невыработанных запасов нефти. Для этого на основе промысловых данных, данных исследования скважин и/или результатов 3D-компьютерного моделирования строят карты распределения невыработанных запасов и/или карты текущей нефтенасыщенности. Предполагают, что в этом случае уплотняющие добывающие скважины обеспечат наилучшие показатели дополнительной добычи нефти и окупаемости капитальных вложений. Также для повышения дебитов уплотняющих скважин при проектировании их местоположения могут учитывать распределение зон повышенной проницаемости и/или эффективных толщин. Целесообразность бурения уплотняющих скважин оценивают поскважинно или по отдельным участкам, исходя из оценки экономической рентабельности соответствующих капитальных затрат.

При реализации описанного способа ввод нагнетательных скважин осуществляют или по исходно запроектированной сетке, или путем перевода под нагнетание ранее пробуренных добывающих скважин. В последнем случае переходят к очагово-избирательному заводнению (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, М.: Недра, 1985, с.47).

Указанный способ имеет следующие недостатки.

- Дебиты по нефти уплотняющих скважин имеют тенденцию к быстрому снижению. Поэтому период их эффективной эксплуатации оказывается существенно более коротким, чем добывающих скважин первой стадии.

- Ввод уплотняющих добывающих скважин приводит к снижению дебитов по нефти окружающих добывающих скважин первой стадии. Это происходит, во-первых, из-за увеличения общих темпов отбора флюидов из соответствующей зоны и локального снижения пластового давления. Поэтому снижается дебит скважин по жидкости. Во-вторых, локальное снижение пластового давления приводит к более интенсивному поступлению воды от нагнетательных к добывающим скважинам. И, как следствие, к ускоренному обводнению добываемой продукции.

- Для предотвращения локального снижения пластового давления часть добывающих скважин первой стадии могут переводить под нагнетание воды. Однако при этом они выходят из фонда добывающих, т.е. ранее имевшая место добыча нефти по ним теряется.

Могут также бурить новые нагнетательные скважины в соответствующих зонах. Однако это сопряжено с существенными капитальными затратами на бурение таких скважин в дополнение к вводимым уплотняющим добывающим скважинам.

В основу предлагаемого изобретения положена задача обоснования способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов и более стабильную динамику добычи нефти по вводимым скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин включает построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, и отличается тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; 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; технико-экономическую 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.

Краткое описание чертежей.

Фиг.1-7 иллюстрируют приводимый далее пример реализации предлагаемого способа.

На фиг.1 показана карта средневзвешенных по толщине значений нефтенасыщенности (в долях единицы - д.ед.) после 20 лет разработки.

На фиг.2 приведена карта средневзвешенных по толщине значений пластового давления (в барах, 1 бар = 10-1 МПа) после 20 лет разработки.

На фиг.3 показаны динамики накопленной добычи нефти для сопоставляемых вариантов: фиг.4 - суточной добычи нефти, фиг.5 - среднего пластового давления, фиг.6 - обводненности добываемой продукции.

На фиг.7 показана карта средневзвешенных по толщине пласта значений пластового давления (в барах) после 30 лет разработки по комбинированному варианту.

На фиг.1, 2 и 7 кружками обозначено положение первоначальных добывающих скважин, крестиками - первоначальных нагнетательных скважин. Треугольниками и ромбами обозначено положение уплотняющих скважин (для комбинированного варианта - нагнетательных и добывающих соответственно).

Способ реализуют следующим образом.

1. С использованием результатов промысловых геофизических и гидродинамических исследований скважин, данных эксплуатации скважин, результатов расчетов на адаптированной к фактическим данным эксплуатации скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи строят карты:

- текущего распределения невыработанных запасов нефти и/или текущей нефтенасыщенности,

- распределения текущего пластового давления.

2. С использованием построенных карт выбирают целесообразные места размещения уплотняющих скважин:

- 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.

Конструкцию, тип заканчивания, траекторию ствола, интервал вскрытия пласта и режим эксплуатации каждой конкретной уплотняющей скважины определяют с учетом ее целевого назначения, распределения геолого-физических свойств пласта по площади и разрезу, результатов анализа состояния разработки залежи, опыта эксплуатации ранее пробуренных скважин, технических и технологических ограничений, а также результатов оценочных расчетов на трехмерной геолого-технологической модели.

3. Выполняют расчеты прогнозных показателей разработки залежи на трехмерной геолого-технологической модели на заданный оценочный период для базового варианта без бурения уплотняющих скважин и для варианта с бурением уплотняющих скважин. Расчеты проводят для залежи в целом или ее участка, охватывающего все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины.

На основе полученных динамик технологических показателей разработки проводят сравнительную экономическую оценку рассматриваемых вариантов на основе принятых экономических критериев, удельных показателей и методик оценивания.

4. С учетом полученных результатов технико-экономических расчетов, формируют по п.2 альтернативные варианты по количеству, размещению, конструкции, режимам и другим параметрам уплотняющих скважин. В соответствии с п.3 проводят их сравнительную технико-экономическую оценку как с уже рассмотренными вариантами, так и между собой.

5. П.4 повторяют до получения достаточно привлекательных прогнозных технико-экономических показателей. Реализуют на практике наилучший из рассмотренных вариантов по принятым технико-экономическим критериям.

6. По мере реализации уплотняющего бурения осуществляют контроль за процессом эксплуатации новых и ранее пробуренных скважин, промысловые геофизические и гидродинамические исследования. При выявлении существенных отклонений получаемых новых данных от использованных в п.1-2, повторяют п.1-5 для уточнения дальнейших решений по реализации уплотняющего бурения.

Пример реализации предлагаемого способа.

С целью избежать привязки к специфике и предыстории разработки конкретного объекта, для иллюстрации предлагаемого способа и его преимуществ проведены сопоставительные расчеты с использованием модифицированной 3D гидродинамической модели гипотетического месторождения Брюгге (http://www.uncertaintyes.org/index.php/en/download-page). Данная модель сформирована на реалистичной геолого-геофизической основе и характеризуется высокой неоднородностью свойств. После ряда модификаций она оказалась подходящей для проведения описываемых далее сопоставительных расчетов. Особенности модели Брюгге и реализованных ее модификаций состоят в следующем.

1. Гипотетическая нефтяная залежь вытянута в направлении с северо-запада на юго-восток и тектонически экранирована по северо-восточной границе. С остальных направлений залежь ограничена контактом с краевыми водами. В пределах залежи имеется непроницаемое тектоническое нарушение, частично экранирующее примерно 1/3 площади нефтеносности на юго-востоке.

2. Нефтенасыщенные толщины достигают 60 м и более. Начальные запасы нефти - 120,3 млн т. Среднее начальное пластовое давление - 162,3 бар.

3. Распределение фильтрационно-емкостных свойств принято в соответствии с одной из реализаций исходной стохастической 3D-модели и характеризуется высокой латеральной и вертикальной неоднородностью. При этом для лучшего соответствия типовым условиям большинства активно разрабатываемых отечественных нефтяных залежей, проницаемость во всех направлениях уменьшена по сравнению с исходной моделью Брюгге в 10 раз. Коэффициент пористости (открытой) изменяется от 8,0 до 27,9% при среднем значении 19,1%, коэффициент эффективной проницаемости (фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности) вдоль напластования (при некотором различии вдоль осей X и Y) - от 0,004 до 1620-1630 мД, в среднем 18,2 мД, в вертикальном направлении - от 0,0003 до 18,64 мД, в среднем 1,25 мД. Поровый объем водонасыщенных ячеек у границ модели увеличен в 1000 раз по сравнению с исходным в модели Брюгге для моделирования протяженного водонапорного бассейна.

4. Максимальная начальная нефтенасыщенность составляет 74,5%. Коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,8. Соотношение концевых значений относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды - 0,4. Вязкость нефти в пластовых условиях - 1,294 мПа·с, воды - 0,32 мПа·с. Модель двухфазная, типа "мертвая нефть" (давление не снижается ниже давления насыщения нефти).

5. Исходная сетка скважин примера Брюгге предполагает реализацию только приконтурного заводнения. Для целей данного примера оно дополнено размещением внутриконтурных нагнетательных скважин и нескольких дополнительных добывающих скважин (см. фиг.1). В основном, первоначальная сетка характеризуется расстоянием между скважинами порядка 600 м. Все скважины - вертикальные, и для простоты анализа вводятся одновременно. Всего добывающих скважин - 20, нагнетательных - 14.

6. Режимы работы добывающих и нагнетательных скважин скорректированы относительно примера Брюгге и приняты следующими:

- добывающие скважины эксплуатируются при забойном давлении 60 бар,

- нагнетательные скважины - при забойном давлении 210 бар, при условии не превышения приемистости 636 м3/сут.

7. Расчет показателей разработки проводится на период 30 лет. Задано условие отключения добывающих скважин по достижении обводненности 95%, однако ни по одной скважине не достигается.

Для исследования целесообразности бурения уплотняющих скважин различного типа рассмотрены следующие 4 варианта.

- Базовый вариант предполагает разработку с использованием исходной сетки скважин в течение всего периода расчета. Накопленная добыча составляет 15,775 млн т, коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,131, конечная обводненность - 56%.

Из приведенных значений очевидно, что имеется значительный резерв не только для локального уплотняющего бурения, но и для оптимизации сетки скважин в целом. Однако для целей данного примера рассматривается только целесообразность локального уплотняющего бурения после 20 лет разработки залежи. Данный момент времени принят, исходя из темпов формирования локальных зон невыработанных запасов.

- Последующие 3 варианта сформированы следующим образом. Исходя из карты нефтенасыщенности после 20 лет разработки, выбрано положение 8 уплотняющих скважин (фиг.1). Все эти скважины вводятся одновременно на 21-й год разработки с режимами, аналогичными первоначальным скважинам. Осуществляется расчет показателей на оставшиеся 10 лет принятого прогнозного периода.

При этом три варианта отличаются типом вводимых уплотняющих скважин. В первом варианте все 8 скважин являются добывающими. Во втором - нагнетательными.

В третьем (комбинированном) варианте реализуется предлагаемый способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. То есть, тип каждой уплотняющей скважины выбран с учетом локальной величины пластового давления (фиг.2): в зонах пониженного давления вводятся нагнетательные скважины, а в "благополучных" зонах - добывающие.

На фиг.3-6 показаны графики интегральных показателей разработки для 4 вариантов. Их анализ позволяет выделить следующие особенности.

- Бурение уплотняющих скважин во всех случаях оправдывает себя. А именно, накопленная добыча нефти возрастает на 940, 860 и 1260 тыс.т (КИН - на 0,008, 0,007 и 0,01) для вариантов, когда уплотняющие скважины соответственно являются добывающими, нагнетательными и при комбинации двух их типов (фиг.3).

Наиболее привлекательным, с заметным отрывом, оказывается вариант с индивидуальным выбором типа уплотняющей скважины для каждой зоны. Средняя накопленная добыча нефти по уплотняющим скважинам за 10 лет в этом случае составляет 157,5 тыс.т/скв, включая нагнетательные.

- С точки зрения эффективности капитальных затрат, представляет интерес динамика суточной добычи нефти. Из фиг.4 видно, что вариант с добывающими уплотняющими скважинами отличается ожидаемо наибольшими показателями суточной добычи в 21-м году. Однако в дальнейшем, также ожидаемо, имеет место быстрое их снижение.

Обратные тенденции демонстрирует вариант с "нагнетательным уплотнением". Здесь рост добычи нефти происходит постепенно, по мере роста пластового давления. То есть, с точки зрения дисконтированных экономических показателей, он менее привлекателен. Зато имеет лучшие тенденции к концу расчетного периода.

Комбинированный вариант объединяет преимущества двух предыдущих. Здесь имеют место и достаточно высокий прирост добычи в момент запуска уплотняющих скважин и наиболее привлекательная динамика добычи в течение всего последующего периода.

- Данные фиг.5 поясняют тенденции, наблюдаемые на фиг.4. Так, уплотнение сетки без ввода нагнетательных скважин ожидаемо приводит к резкому ускорению темпов падения пластового давления.

В случае уплотняющего бурения только нагнетательных скважин среднее пластовое давление возрастает быстрыми темпами и к концу расчетного периода превышает начальное. В отдельных зонах залежи имеет место сильная перекомпенсация. Это негативный фактор как с точки зрения потенциальной опасности ускоренного обводнения, так и в плане технологических осложнений при проведении ремонтных работ на скважинах.

Комбинированный вариант демонстрирует более привлекательную, плавную динамику роста пластового давления, выполаживающуюся на уровне начальных его величин к концу 30 лет расчета. То есть, бурение уплотняющих нагнетательных скважин целесообразно только в зонах локальной недокомпенсации. А на благополучных по давлению участках такие скважины работают "вхолостую".

Сказанное подтверждает фиг.7. Здесь приведена карта пластового давления на конец прогнозного периода по комбинированному варианту. Видно, в сравнении с фиг.2, что его распределение характеризуется отсутствием существенных аномалий в пределах области дренирования. Как в зонах бурения нагнетательных, так и добывающих уплотняющих скважин.

- На первый взгляд, противоречивыми представляются динамики обводненности на фиг.6. Однако, они имеют следующее объяснение.

Ввод уплотняющих добывающих скважин в зонах повышенной нефтенасыщенности приводит к снижению интегральной обводненности продукции. С другой стороны, в дальнейшем имеет место более интенсивное снижение давления в зонах отбора по сравнению с базовым вариантом. А следовательно, и ускоренное продвижение закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Поэтому именно вариант с "добывающим" уплотнением к концу прогнозного периода отличается наиболее высокой обводненностью продукции. Здесь важно, что темпы роста обводненности предопределяют, в основном, добывающие скважины первоначальной сетки, тогда как уплотняющие скважины характеризуются меньшей степенью обводнения.

Напротив, бурение уплотняющих скважин в варианте нагнетательных способствует активизации локальных невыработанных запасов нефти и продвижению их в сторону обводненных добывающих скважин. Поэтому имеет место постепенное и существенное снижение общей обводненности продукции. Хотя за пределами рассматриваемого периода можно ожидать негативных последствий перекомпенсации.

Комбинированный вариант характеризуется промежуточной динамикой обводненности: она существенно снижается на 21-й год за счет ввода уплотняющих добывающих скважин и в дальнейшем возрастает сопоставимыми темпами с базовым вариантом, но при меньших абсолютных ззначениях.

Таким образом, приведенные результаты расчетов свидетельствуют о целесообразности реализации предлагаемого способа повышения эффективности уплотняющего бурения скважин. Предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения объемов и достижения более стабильной динамики добычи нефти по вводимым уплотняющим скважинам при сохранении или повышении уровней добычи нефти по скважинам первой стадии, без необходимости увеличения капитальных затрат на уплотняющее бурение.

Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин, включающий построение карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности, выбор местоположения уплотняющих добывающих скважин в зонах локализации невыработанных запасов нефти и проведение технико-экономической оценки эффективности бурения уплотняющих скважин с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи, отличающийся тем, что на основе данных эксплуатации и исследования скважин строят карты распределения текущего пластового давления; 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, технико-экономическую 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.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи.
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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - повышение надежности работы насосов и увеличение межремонтного периода их эксплуатации. Система поддержания пластового давления включает источник водоснабжения, насосы, низконапорные водоводы, соединяющие насос источника водоснабжения с дожимными насосами нагнетательных скважин, устья которых оснащены запорно-регулирующими устройствами. При этом низконапорные водоводы с максимально возможным давлением, превышающим максимально допустимое давление на входе соответствующего дожимного насоса, снабжены регуляторами давления. Эти регуляторы обеспечивают возможность снижения давления на входе дожимного насоса ниже максимально допустимого, но не ниже минимально допустимого для данного насоса в процессе эксплуатации. Регуляторы давления имеют принцип работы «после себя» во время ограничения расхода закачки в одну или несколько нагнетательных скважин либо полной их остановки. Дожимной насос рассчитан на давление на входе по аналитическому выражению. 1 табл., 1 ил.
Наверх