Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи


 


Владельцы патента RU 2546704:

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

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.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Известен способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений (патент RU №2342521, МПК E21B 43/20, опубл. 27.12.2008, бюл. №36), включающий бурение добывающих скважин, отбор нефти из добывающих скважин и индивидуальную закачку воды в нагнетательные для поддержания давления в нефтяных пластах, вытеснения нефти в сторону добывающих скважин. Согласно изобретению перед бурением добывающих скважин на карту нефтяных площадей с пробуренными разведочными скважинами накладывают базовую равномерную квадратную сетку размещения скважин. После этого по базовой сетке бурят скважины вблизи существующих разведочных скважин. Проводят гидродинамические исследования пробуренных скважин и, если подтверждена продуктивность нефтяных пластов, осуществляют рациональное объединение пластов в эксплуатационные объекты из условия увеличения среднего дебита скважин. Бурят следующие скважины тоже по базовой равномерной квадратной сетке до образования из пробуренных и гидродинамически исследованных скважин автономно работающих ячеек скважин с выделением в них нагнетательных скважин. Производительность индивидуальной закачки воды в нагнетательные скважины в этих ячейках определяют по производительности окружающих добывающих скважин.

Недостатком известного способа является то, что при разбуривании мелких месторождений по равномерной сетке без дополнительного использования данных разных модификаций сейсмических исследований велика вероятность вскрытия скважинами водоносных пластов. Известный способ не позволяет определить местоположение разломов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной малоразведанной залежи (патент RU №2447270, МПК E21B 43/16, опубл. 10.04.2012, бюл. №10), включающий разбуривание залежи редкой сеткой проектных скважин, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. В пробуренной скважине проводят детализационные сейсмоисследования методом вертикального сейсмопрофилирования в направлении повышенных гипсометрических отметок структуры по трем направлениям, расходящимся не более чем на 60° и в длину не более 600 м, уточняют прогнозный структурный план продуктивного пласта, выделяют участки повышения гипсометрических отметок. При подтверждении прогнозного структурного плана по результатам исследований проектную скважину бурят в направлении сейсмопрофилей в зону повышенных гипсометрических отметок на расстоянии 300-400 м от пробуренной. При неподтверждении прогнозного структурного плана переразмещают проектную скважину в зону повышенных гипсометрических отметок по новому структурному плану и бурят в новом месте, скорректированному по результатам вертикального сейсмопрофилирования и наличию рентабельной нефтенасыщенной толщины не менее 2 м, обсаживают скважину и осваивают в качестве добывающей в сводовой и/или присводовой частях структур, контролирующих залежь нефти, и/или нагнетательной в пониженных частях структур, в приконтурной области и не менее 70 м от контура нефтеносности. По результатам бурения корректируют размещение проектного фонда скважин.

Недостатком известного способа является то, что радиус исследований методом вертикального сейсмопрофилирования не превышает 600 м, поэтому этот метод не гарантирует правильность определения структурной поверхности продуктивных отложений на участках, удаленных более чем на 600 м от скважины, в которой проведены исследования вертикального сейсмопрофилирования. Известный способ не дает сведений о фильтрационно-емкостных свойствах пород по разрезу, не позволяет определить местоположение разломов.

Технической задачей предлагаемого способа является определение нескольких нефтенасыщенных зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания, местоположения разломов для более рационального размещения добывающих скважин с целью повышения дебитов нефти и эффективности разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Указанная задача решается способом разработки, включающим разбуривание залежи скважинами по редкой сетке, исследование залежи с определением гипсометрических отметок залежи, строительство новых скважин и боковых или боковых горизонтальных стволов из существующих скважин в сторону максимальной нефтенасыщенности залежи.

Новым является то, что проводят сейсморазведочные работы с определением нескольких нефтенасыщенных зон залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания, причем 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.

Также новым является то, что при нахождении близлежащих нефтенасыщенных зон, принадлежащих разным объектам с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами, скважины строят так, чтобы они пересекали несколько таких зон с последующим оборудованием их устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной малоразведанной залежи.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяную залежь 1 разбуривают скважинами 2, 3 по редкой сетке. По результатам сейсморазведочных работ, охватывающих площадь и высоту залежи 1 (метод 3Д), уточняют геологическое строение залежи 1, выделяют несколько зон 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов как по площади, так и по высоте залегания. Определяют гипсометрические отметки залежи.

Задача повышения нефтеотдачи пласта решается за счет рационального размещения скважин в залежи, для чего на карте эффективных нефтенасыщенных толщин залежи 1 выделяют границы нефтенасыщенных зон 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, наносят линии разломов 6.

В скважинах 2 и 3 проводят лабораторные исследования керна, гидродинамические исследования с определением проницаемости коллекторов. Затем проводят анализ работы скважин 2 и 3.

Скважина 2, пробуренная в нефтенасыщенной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, имеет более высокий дебит нефти по сравнению со скважиной 3, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах залежи 1. Повышенная проницаемость карбонатных пород способствует более интенсивному притоку жидкости к интервалам перфорации.

Наклонно направленные скважины 7-9 бурят по неравномерной сетке с попаданием в нефтенасыщенную зону 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами и эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 более 2 м. Наклонно направленные скважины 7-9 не должны пересекать линию разлома 6, чтобы избежать быстрого обводнения добываемой продукции из залежи.

Из скважины 3 бурят боковой ствол 11 в зону с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 4 без пересечения линии разлома. Боковой ствол 11 максимально проходит по выбранной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 4 с эффективной нефтенасыщенной толщиной более 4 м.

Из скважины 2 после ее обводнения или снижения дебита нефти ниже рентабельного бурят боковой горизонтальный ствол 12, проходящий по зоне 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, с эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 10 м при наличии в подошвенной части пласта водоносных коллекторов. При отсутствии в подошвенной части залежи водоносных коллекторов боковой горизонтальный ствол 12 можно провести в зоне с нефтенасыщенной толщиной 4 м. Горизонтальную часть ствола размещают в выбранной нефтенасыщенной зоне с охватом максимально возможной площади фильтрации.

Горизонтальную скважину 13 размещают по неравномерной сетке так, чтобы горизонтальный ствол этой скважины проходил по выбранной нефтенасыщенной зоне с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами 5, с охватом максимально возможной площади фильтрации без пересечения линии разлома, перпендикулярно или под острым углом к линии разлома 6 залежи 1. В выделенной зоне нефтенасыщенные толщины 10 должны быть более 10 м при наличии в подошвенной части залежи 1 водоносных коллекторов. При отсутствии в подошвенной части залежи 1 водоносных коллекторов горизонтальную скважину 13 можно провести в зоне 5 с нефтенасыщенной толщиной не менее 4 м.

Горизонтальная скважина 13 не должна пересекать линию разлома 6 во избежание быстрого обводнения пластовой водой добываемой продукции.

При проведении траекторий горизонтальных скважин 13 необходимо учитывать наличие рентабельных удельных запасов нефти, приходящихся на одну горизонтальную скважину 13, что ведет к уменьшению срока окупаемости затрат на строительство горизонтальной скважины 13 и добычу каждой тонны нефти.

При нахождении близлежащих нефтенасыщенных зон 5, принадлежащих другому объекту с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами, скважины 7, 8, 11 строят так, чтобы они пересекали несколько таких зон 5 с последующим оборудованием их устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежи, характерной для турнейского яруса.

Нефтяную залежь 1 с карбонатными коллекторами разбуривают скважинами 2 и 3 по редкой сетке 700×700 м. Уточняют геологическое строение залежи 1, структурный план. По результатам сейсморазведочных работ методом 3Д определяют, что залежь пересекает тектонический разлом северо-западного направления. На карту эффективных нефтенасыщенных толщин залежи наносят линию разлома 6 и нефтенасыщенные зоны 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Проводят лабораторные исследования керна и определяют коллекторские свойства залежи: пористость равна 12,1%, нефтенасыщенность - 82,2%. Затем проводят гидродинамические исследования в скважинах 2 и 3, определяют проницаемость, которая составляет соответственно 0,158 и 0,054 мкм2. Выбирают зону 4 на залежи 1 с эффективными нефтенасыщенными толщинами от 2 до 15 м.

Скважина 2, пробуренная в нефтенасыщенной зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, имеет более высокий дебит нефти (9,1 т/сут) по сравнению с добывающей скважиной 3, вскрывшей уплотненные карбонатные коллекторы. Начальный дебит нефти скважины 3 составил 4,8 т/сут.

Наклонно направленные скважины 7-9 размещают по неравномерной сетке в нефтенасыщенной зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

Из скважины 3, пробуренной в уплотненных карбонатных коллекторах залежи 1, бурят боковой ствол 11 длиной 280 м в северо-восточном направлении, проходящий по зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами с эффективной нефтенасыщенной толщиной, равной 6,0-8,8 м.

Из скважины 2 через два года эксплуатации после снижения дебита нефти до 4,1 т/сут бурят боковой горизонтальный ствол 12 в юго-западном направлении, проводят по зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами с эффективной нефтенасыщенной толщиной 10,6 м. Длина бокового горизонтального ствола равна 340 м. Забой бокового горизонтального ствола 12 находится на расстоянии 185 м от линии разлома.

Горизонтальную скважину 13 размещают по неравномерной сетке в зоне 4 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами субперпендикулярно к линии разлома 6. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет 12,4 м. Забой скважины находится на расстоянии 230 м от линии разлома 6. Длина горизонтальной скважины 13 равна 400 м. За месяц работы горизонтальной скважины 13 суммарная добыча нефти составила 304 т.

В горизонтальной скважине, пробуренной на аналогичной залежи по равномерной треугольной сетке 300×300 м, без учета результатов сейсморазведочных работ методом 3Д суммарная добыча нефти за месяц составила 242 т.

Сравнительный анализ работы двух горизонтальных скважин показал, что суммарная добыча нефти горизонтальной скважины 13 за один месяц работы возросла на 20,4% по сравнению с горизонтальной скважиной, пробуренной на аналогичной залежи по равномерной треугольной сетке 300×300 м, без учета результатов сейсморазведочных работ методом 3Д.

В районе скважины 3 ниже по разрезу на расстоянии 32 м находится нефтяная залежь. По результатам сейсморазведочных работ методом 3Д в ней выделяют нефтенасыщенные зоны 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Эффективная нефтенасыщенная толщина залежи составляет более 2 м. В этом случае наклонно направленные скважины 7-9 строят так, чтобы они пересекали зоны 4, 5 с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами в двух залежах. Затем скважины 7-9 оборудуют устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.

Предлагаемый способ разработки малоразбуренных нефтяных залежей позволяет повысить охват выработкой запасов нефти в залежах, увеличить дебиты нефти добывающих скважин в среднем на 20-30%.

1. Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи, включающий разбуривание залежи скважинами по редкой сетке, исследование залежи с определением гипсометрических отметок залежи, строительство новых скважин и боковых или боковых горизонтальных стволов из существующих скважин в сторону максимальной нефтенасыщенности залежи, отличающийся тем, что проводят сейсморазведочные работы с определением нескольких нефтенасыщенных зон залежи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами как по площади, так и по высоте залегания, причем 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при нахождении близлежащих нефтенасыщенных зон, принадлежащих разным объектам с аналогичными фильтрационно-емкостными свойствами, скважины строят так, чтобы они пересекали несколько таких зон с последующим оборудованием их устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации этих объектов.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. В скважину спускают на отдельных колоннах труб два фильтра. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Один фильтр имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Выше верхнего пласта устанавливают пакер для герметизации затрубного пространства. Фильтры выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта. Фильтр с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер, устанавливаемый между эксплуатационной колонной и фильтром с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта, а конец фильтра с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера. Пакер не позволяет жидкости из верхнего пласта перетекать в нижний пласт по межтрубному пространству. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в межтрубное пространство, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, 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. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к внутриконтурному заводнению пластов и поддержанию пластового давления при разработке нефтяных залежей с глиносодержащим коллектором. Технический результат - повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения их охвата. Способ включает циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В пласт через нагнетательные скважины периодически закачивают минерализованную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта и пресную воду в объеме 0,1-5 поровых объемов пласта. Переход к закачке пресной воды после закачки минерализованной воды осуществляют без постепенного снижения минерализации. Состав и концентрацию солей закачиваемой минерализованной воды оставляют на уровне пластовой. Цикл закачки вод различной минерализации многократно повторяют. Пресную воду закачивают до момента времени, когда снижение приемистости нагнетательной скважины превысит допустимый технологический уровень - критическое падение пластового давления в областях целевого воздействия. Минерализованную воду закачивают до момента времени, когда нагнетательная скважина выйдет на начальный или близкий к начальному режим работы, определяемый расходом нагнетаемой жидкости и давлением на устье. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в системе поддержания пластового давления. Устройство включает полый корпус с крышкой, в которой выполнены каналы подачи рабочего агента, и дном с выпускным каналом, расположенным в нем концентрично и имеющем площадь поперечного сечения, большую площади поперечного сечения канала подачи рабочего агента для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган, который образует с корпусом рабочие камеры. Подвижный рабочий орган выполнен в виде усеченного эллипса, установленного в корпусе на опоре скольжения и выполненного в виде оси с соотношением длин плеч верхнего и нижнего концов 1:2. В рабочем органе выполнен канал с возможностью сообщать рабочую камеру, опору скольжения с выпускным каналом дна корпуса, под дном расположена насадка с сообщающимся выпускным каналом и с радиальными отверстиями одинаковой площади поперечного сечения. Общая площадь поперечного сечения отверстий равна площади поперечного сечения выпускного канала. Нижняя поверхность крышки и верхняя поверхность дна выполнены в виде образующей цилиндра с возможностью перемещения по ним верхнего и нижнего плеч рабочего органа и изоляцией рабочих камер. Технический результат заключается в повышении длительной эффективности стационарной импульсной закачки жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Способ включает замер приемистости нагнетательной скважины, подачу продукции одной или более добывающих скважин в скважину для предварительного сброса воды, замер плотностей количества сырой нефти и газа, а также обводненности сырой нефти, плотностей нефти и воды, поступающих в скважину для предварительного сброса воды, деление в ней продукции на частично обезвоженную нефть, газ и воду, направление частично обезвоженной нефти и газа в сборный коллектор, подачу сброшенной воды в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта, в который производится закачка из нагнетательной скважины, при совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, например, электроцентробежным насосом-«перевертышем». Это устройство выполняется с возможностью изменения подачи, например частотно-регулируемым приводом для электроцентробежного насоса-«перевертыша». Его устанавливают на минимальную подачу, определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды она направляется в сборный коллектор, при удовлетворительном ее направляют в нагнетательную скважину, замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды, затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Это увеличение производится до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. Технический результат заключается в повышении эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью. Технический результат - повышение эффективности управления кустом скважин. Способ предусматривает использование добывающих скважин. Среди них одну или несколько скважин оборудуют насосной установкой с возможностью изменения подачи. У каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых осуществляют добычу. На устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти. Продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин. Куст содержит одну или более нагнетательных скважин. У каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку. Определяют приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки. Исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой. Закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод. Определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, использующих одни пласты. Для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче. Замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины. На устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество. Замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера. Для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени. Для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважины, ведущей закачку в тот же пласт. Для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах. На основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин. Причем система подачи подготовленной воды для закачки выполнена с возможностью изменения количества подаваемой воды и давления на устье для одной или более нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей с применением заводнения. Задача изобретения - снижение трудоемкости контроля за процессом заводнения нефтяной залежи при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента и отбор нефти через систему нагнетательных и добывающих скважин. Изменяют режим заводнения в процессе разработки. Закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину производят в интенсивном режиме. С помощью наземных средств измерений, входящих в автоматизированную систему управления технологическим процессом, в режиме реального времени осуществляют мониторинг изменения роста объема добываемой нефти в зависимости от роста объема закачки вытесняющего агента до момента резкого спада объема добываемой нефти. Далее фиксируют величину объема закачки вытесняющего агента, при которой произошел указанный спад. Дальнейшую закачку в нагнетательную скважину производят в объеме ниже этой установленной величины. 1 пр., 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения за счет выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласт и расширение области применения горизонтальных скважин при различных условиях разработки залежей. По способу осуществляют строительство горизонтальных добывающих скважин, охватывающих залежь, и горизонтальных нагнетательных скважин. Нагнетают вытесняющий агент через нагнетательные скважины и осуществляют отбор продукции добывающими скважинами. Горизонтальные добывающие скважины размещают параллельно друг другу. Между горизонтальными участками и параллельно горизонтальным участкам располагают горизонтальную нагнетательную скважину. Нагнетание в нее начинают от забоя. При снижении приемистости коллекторов на забое горизонтальной нагнетательной скважины до предельно рентабельной неработающий участок горизонтального ствола изолируют последовательно в направлении от забоя к началу горизонтального ствола нагнетательной скважины. При этом горизонтальные добывающие скважины проводят в проницаемом прослое ниже кровли пласта на расстоянии 3-6 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м. Горизонтальную нагнетательную скважину строят равноудаленной от горизонтальных участков добывающих скважин на расстоянии шага проектной сетки. Закачку вытесняющего агента осуществляют с повышением пластового давления на 10-20% по сравнению с зоной отбора. Предусматривают возврат к предыдущим интервалам эксплуатации по истечении времени, достаточного для восстановления и выравнивания фронта закачиваемой жидкости в пласте. Горизонтальные участки добывающих скважин вскрывают в двух интервалах на расстоянии, исключающем их гидродинамическую связь. Отбор продукции производят поочередно. При этом переключение с одного интервала добычи на другой осуществляют при достижении предельно рентабельной обводненности продукции. 6 ил., 1 пр.
Наверх