Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами



 


Владельцы патента RU 2536895:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов.

Известен способ разработки нефтяных пластов с послойной неоднородной проницаемостью, включающий ввод в пласт оторочки глинистой суспензии, в зависимости от объема пор, с допущением перемещения глинистой суспензии в пласте вокруг скважины с кольматацией поровых каналов дисперсными частицами глины и преобразованием введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер, согласно изобретению, выбирают обводнившуюся закачиваемой в пласт водой добывающую скважину с соотношением проницаемостей коллекторов в перфорированной части пласта 1,5 и больше, в радиусе 25 м вокруг скважины в интервале пласта с проницаемостью, превышающей среднее значение параметра для перфорированной части, вводят в количестве 0,5 объема пор глинистую суспензию с концентрацией глины 30-60 кг/м3 с допущением ее равномерного радиального перемещения в пласте, а для преобразования введенной оторочки глинистой суспензии в потокоотклоняющий барьер добывающую скважину закрывают, при этом потокоотклоняющий барьер деформируют и уплотняют под напором движущегося от взаимодействующей нагнетательной скважины фронта закачиваемой воды (патент РФ 2157884, кл. E21B 43/20, опубл. 20.10.2000).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента при рабочем давлении и расходе через нагнетательные скважины. В качестве рабочего агента используют пластовую воду, очищенную до наличия твердых взвешенных частиц не более 60 мг/л и нефтяной эмульсии не более 50 мг/л. Проводят повышение давления закачки при потере приемистости вследствие кольматации прискважинной зоны нагнетательной скважины твердыми взвешенными частицами и нефтяной эмульсией. В нагнетательную скважину закачивают воду без кольматирующих веществ при повышенном давлении, при котором скважина принимает в объеме, достаточном для распределения кольматирующих веществ в пласте и увеличения приемистости нагнетательной скважины. При непрерывной закачке переходят к закачке рабочего агента на вновь установленном рабочем давлении и расходе (Патент РФ №2394980, опубл. 20.07.2010 - прототип).

Общим недостатком известных способов является быстрая обводняемость добываемой продукции и соответственно невысокая нефтеотдача нефтяной залежи.

В предложенном изобретении решается задача снижения обводненности добываемой продукции и повышения нефтеотдачи нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами, включающем 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 чего 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 чего 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного нефтяного пласта, разрабатываемого многозабойными горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает время работы скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к обводнению скважин. Вода по более проницаемым участкам пласта фильтруется к забоям скважин и в связи с разницей в вязкости нефти и воды вода занимает в потоке жидкости из скважины значительно большую часть. Как известно, терригенные коллекторы представлены в основном песчаниками, аллевролитами и глинами. Известное свойство набухания глинистых частиц под действием пресной воды не всегда позволяет полностью ограничить водоприток из обводнившегося участка, что связано с неоднородностью пласта. Поэтому после использования технологии закачки, при которой происходит набухание глин, целесообразно закачивать воду с твердыми взвешенными частицами (ТВЧ) для забивания пор пласта (загрязнения пласта). Это значительно повышает эффективность ограничения водопритока. Также следует отметить, что проведение исследований по определению обводнившегося интервала в каждом стволе - довольно сложный технический и технологический процесс, который не всегда удается реализовать.

Предлагаемое техническое решение последовательного использования закачки пресной и «загрязненной» воды позволяет упростить процесс и повысить эффективность снижения обводненности. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи посредствам максимально длительной работы скважин до полного обводнения. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, представленный терригенным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной с открытыми горизонтальными стволами. При бурении такой скважины в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола как в отдельности, так и всех вместе, либо нескольких - так называемые «шторки». Управление данными «шторками» осуществляют с устья скважины.

В процессе разработки пласта происходит прорыв воды от соседних нагнетательных скважин в горизонтальный ствол, в результате скважина обводняется.

Поочередным открытием одного ствола и закрытием остальных при работающей скважине определяют обводнившийся горизонтальный ствол.

При бурении рассматриваемой скважины был отобран керн пласта. До проведения мероприятий по ограничению водопритока проводят лабораторные исследования на керне.

В одном из кернов выделяют кусочек глинистого материала. Определяют время t набухания глинистых частиц посредствам контакта данного глинистого материала с пресной водой с минерализацией не более 1,5 г/л.

Далее проводят лабораторные исследования на керне по заводнению его водой с концентрацией ТВЧ в пределах 70-200 мг/л. Его предварительно обводняют. ТВЧ, добавляемые в закачиваемую воду, берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Определяют оптимальную концентрацию ТВЧ в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его загрязнению в указанных пределах.

Исследованиями было установлено, что для абсолютного большинства терригенных коллекторов минерализация воды более 1,5 г/л снижает эффективность набухания глинистых частиц. Для эффективного ограничения водопритока глинистые частицы должны увеличиваться в объеме не менее чем в 2 раза.

В результате лабораторных исследований закачки воды с ТВЧ через керн прокачали объем воды Q т в ч к . При этом наблюдали падение приемистости керна не менее чем в 2 раза от первоначальной, после чего закачку прекратили. Согласно исследованиям, падение приемистости менее чем в 2 раза не приводит к достаточному забиванию пор пласта для ограничения водопритока.

Далее скважину глушат. Закрывают «шторками» все стволы, кроме обводненного. В скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и концентрацией ТВЧ не более 40 мг/л в объеме Qпр, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта горизонтального ствола. Радиус призабойной зоны можно оценить по результатам ранее проведенных гидродинамических исследований. Согласно расчетам, достаточно закачивать пресной воды в объеме от 1 до 10% от порового объема призабойной зоны, т.к. обводнившийся интервал, по данным исследований, соответствует указанным пределам от общей длины горизонтального ствола. Также концентрация ТВЧ менее 40 мг/л не забивает поры пласта, что способствует проникновению пресной воды глубже в пласт.

После закачки объема Qпр проводят выдержку в течение времени t, определенному по лабораторным исследованиям. За это время происходит набухание глинистых составляющих коллектора не менее чем в 2 раза.

Затем закачивают в скважину воду с ТВЧ. Требуемый объем закачки воды с ТВЧ возможно определить пересчетом с керна на реальный пласт пропорционально их размерам. Однако, т.к. длина обводненного интервала в горизонтальном стволе не известна, данный подход будет не точен. Поэтому объем закачки воды с ТВЧ Qтвч определяют по падению приемистости не менее чем в 2 раза от первоначальной, также как наблюдали при лабораторных исследованиях на керне.

Далее закачку прекращают и пускают скважину в эксплуатацию.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяного пласта, представленный терригенным типом коллектора и чисто нефтяной зоной толщиной h=10 м, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной (МЗГС) с тремя открытыми горизонтальными стволами длиной 210 м, 260 м и 305 м.

Пласт залегает на глубине 1050 м, проницаемость пласта составляет 830 мД, пористость m=21%, начальное пластовое давление 11 МПа, вязкость воды в пластовых условиях 1,6 мПа·с, вязкость нефти в пластовых условиях 55,1 мПа·с.

Радиус призабойной зоны стволов МЗГС оценили по результатам проведенных гидродинамических исследований, радиус составил r=15 м.

Пласт разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательные скважины и отбирают добываемую продукцию через добывающие скважины.

В процессе разработки пласта происходит прорыв воды от соседних нагнетательных скважин в горизонтальный ствол добывающей МЗГС. В результате скважина обводняется до 99%.

Поочередным открытием одного ствола и закрытием остальных при работающей скважине определяют обводнившийся горизонтальный ствол. Было установлено, что это ствол длиной L=260 м.

При бурении скважины был отобран керн пласта. До проведения мероприятий по ограничению водопритока проводят лабораторные исследования на керне.

В одном из кернов выделяют кусочек глинистого материала. Определяют время t набухания глинистых частиц в 2 раза посредствам контакта данного глинистого материала с пресной водой с минерализацией 0,98 г/л. Время t составило 2 сут.

Далее проводят лабораторные исследования на керне по заводнению его водой с концентрацией ТВЧ в пределах 70-200 мг/л. Причем в данном случае используют подтоварную или пластовую воду. Керн имеет длину 4 см и диаметр 3 см. Его предварительно обводняют. ТВЧ, добавляемые в закачиваемую воду, берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Определяют оптимальную концентрацию ТВЧ в закачиваемой воде, которая приводит к забиванию пор пласта, т.е. его загрязнению в указанных пределах. Во время закачки наблюдают падение приемистости керна в 2 раза от первоначальной, после чего закачку прекращают. Оптимальная концентрация ТВЧ, согласно исследованиям, составила 100 мг/л. В результате лабораторных исследований закачки воды с ТВЧ через керн прокачали объем воды Q т в ч к =0,055-10-3 м3.

Далее МЗГС глушат. Закрывают «шторками» все стволы, кроме обводненного. В скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и концентрацией ТВЧ 20 мг/л в объеме равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта Qпр=(0,01…0,1)·L·h·2r·m=260·10·2·15·0,21=(0,01…0,1)·16380 м3. Принимают Qпр=0,02·16380=328 м3. Данный объем закачивают за время, не превышающее время t набухания глинистых частиц. Таким образом, приемистость при закачке пресной воды составляет 328/2=164 м3/сут. Закачку ведут в течение 2 суток.

После закачки объема Qпр проводят выдержку в течение времени t=2 сут. За это время происходит набухание глинистых составляющих коллектора не менее чем в 2 раза.

Затем закачивают в скважину воду с ТВЧ, которые берут с того же пласта, отобранные в процессе добычи продукции скважины и ее очистки. Концентрация ТВЧ в закачиваемой воде 100 мг/л, установленная по лабораторным исследованиям. Объем закачки воды с ТВЧ Qтвч определяют по падению приемистости в 2 раза от первоначальной, также как наблюдали при лабораторных исследованиях на керне.

По результатам проведенных ранее гидродинамических исследований приемистость q3=100 м3/сут обеспечивается при давлении закачки на забое скважины, равном 15 МПа. Таким образом, закачку ведут с приемистостью q3=100 м3/сут. Через 4 сут. приемистость падает до 50 м3/сут., что свидетельствует о процессе «загрязнения» пласта. Далее закачку прекращают и пускают скважину в эксплуатацию.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Концентрацию ТВЧ применяют равной 70

мг/л.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. Концентрацию ТВЧ применяют равной 200 мг/л.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 231,8 тыс.т нефти за 34 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,436. По прототипу при прочих равных условиях скважина обводнилась раньше, было добыто 181,3 тыс.т нефти за 27 лет разработки, КИН составил 0,341. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,095.

Предлагаемый способ позволяет снизить обводненность добываемой продукции и увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи терригенного пласта за счет максимально длительной работы скважины до полного обводнения при разработке пласта многозабойными горизонтальными скважинами.

Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами, включающий отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в многозабойных горизонтальных добывающих скважинах при бурении в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола, с помощью чего 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 чего 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Технический результат - исключение недозакачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины и стабилизация давления в подводящих водоводах. Система включает кустовую насосную станцию с насосом, подводящий к насосу водовод с датчиком давления, выкидной водовод насоса, блок гребенки, систему разводящих водоводов после насоса с расходомерами, запорно-регулирующую арматуру, низкоприемистые нагнетательные скважины с обратными клапанами и высокоприемистые нагнетательные скважины. При этом система предусматривает цикличный режим работы с циклами повышения и понижения давления в подводящем водоводе. Высокоприемистые нагнетательные скважины снабжены регуляторами расхода пружинного типа. На подводящем к насосу водоводе размещен регулятор давления, обвязанный байпасной линией с регулятором расхода и автоматизированной задвижкой. Эта задвижка функционально связана с кустовым контроллером. Он обеспечивает сбор информации с расходомеров и датчика давления с анализом выполнения задания по закачке воды по разводящим водоводам. Автоматизированная задвижка выполнена с возможностью по сигналу контроллера обеспечения потока воды через байпасную линию для компенсации закачки воды в низкоприемистые нагнетательные скважины при суммарной недозакачке в них. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. Фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Наружная труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Диаметр колонны труб, на которых спускается фильтр, равен диаметру внутренней трубы фильтра. Внутренняя труба имеет длину большую, чем наружная. Наружную трубу размещают не ниже верхнего пласта, а внутреннюю - не ниже нижнего пласта. Между обсадной колонной и низом наружной трубы выше верхнего пласта устанавливают пакер, который позволяет жидкости из верхнего пласта попадать непосредственно в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Между обсадной колонной и низом внутренней трубы выше нижнего пласта также устанавливают пакер, который не позволяет попадать воде из нижнего пласта в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая в наружную трубу и затем в затрубное пространство, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.
Наверх