Способ регулирования разработки нефтяной залежи



Способ регулирования разработки нефтяной залежи
Способ регулирования разработки нефтяной залежи
Способ регулирования разработки нефтяной залежи
Способ регулирования разработки нефтяной залежи

 


Владельцы патента RU 2558093:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин. По способу выделяют участок месторождения с гидродинамически связанными скважинами. Отбирают продукцию из добывающих скважин с анализом по дебиту. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту. Учитывают реальную эксплуатацию на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 месяца и текущие данные за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. Суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время циклического форсированного отбора продукции в течениие 2-3 месяцев из добывающих скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью с последующим восстановлением давления в этих скважинах. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции. Потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил., 1 пр.

 

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 скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт и оптимизации режимов отбора продукции на добывающих скважинах для снижения обводненности и увеличения добычи нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения в пласте монолитного строения (патент RU №2386798, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2010 г.). Данный способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при распределении энергетического состояния каждой скважины отсутствует учет взаимовлияния соседних нагнетательных и добывающих скважин, входящих в систему разработки эксплуатационного объекта, и возможных гидродинамических связей между ними. Также нет учета проводимых на участке геолого-технологических мероприятий, изменяющих гидродинамические взаимовлияния между скважинами.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU №2328592, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2008 г.). Известный способ обеспечивает повышение эффективности выработки запасов нефти. Способ включает отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Распределяют во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

Недостатком данного способа является то, что не учитываются проводимые на залежи различные технические мероприятия по ремонту и обслуживанию системы ППД и добыче, изменяющие гидродинамические взаимовлияния между скважинами. Подбор оптимальных объемов закачки воды для нагнетательных скважин проводится на участках с одинаковыми режимами добычи и нагнетания, что существенно снижает область применения, при этом для реализации способа необходимо значительное увеличение объемов закачки воды, что требует дополнительных затрат для закачки дополнительных объемов воды.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения для различных условий режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет подбора оптимальных режимов работы нагнетательных скважин, входящих в систему заводнения на всей нефтяной залежи или отдельно взятом участке, и перераспределения отбора продукции из добывающих скважин с сохранением коэффициента компенсации закачиваемого в пласт объема жидкости к добываемой из него продукции.

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой режимов закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины без значительного увеличения объемов закачки с перераспределением отбора продукции между добывающими скважинами.

Новым является то, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и восстановления давления в скважинах в зависимости от скорости восстановления давления в пласте, изменения химико-физических свойств пластов и жидкости, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.

На фиг. 1 (а, б) изображены добывающие 1, 2, 3 и нагнетательные 4, 5, 6, 7 скважины со схематичным отображением линий тока между ними, на гистограммах представлены коэффициенты взаимовлияния этих скважин. На фиг. 1 изображены два временных участка: а) - до оптимизации; б) - после оптимизации.

На фиг. 2 приведен график по суммарному дебиту нефти на добывающих скважинах 1, 2, 3 (фиг. 1) в результате различных оптимизационных мероприятий на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 (фиг. 1), в результате которых удалось увеличить дебит нефти и снизить обводненность (график изменения которой отображен на фиг. 3), не увеличивая объем нагнетаемой жидкости.

Способ разработки нефтяной залежи осуществлен с подбором оптимальных режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг. 1) за счет анализа системы заводнения как исторических данных по разработке месторождения, так и текущих за время проведения оптимизационных работ и оценки эффективности полученных режимов работы этих нагнетательных скважин. В результате автоматизированно подбирают оптимальные по дебитам нефти возможные способы режимов закачки нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 и объемы закачки рабочего агента, позволяющие за счет перераспределения потоков движения жидкости в пласте снижать или поддерживать на текущем уровне обводненность (фиг. 3) добываемой продукции и увеличивать дебит нефти (фиг. 2) в целом по залежи или отдельно взятому участку. При этом суммарный объем закачки остается практически неизменным (увеличивается или уменьшается не более чем на 10%). Для подбора оптимальных способов режимов закачки первоначально собирают воедино необходимую информацию из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7. На основании собранной информации производят расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин 1-3 от режимов работы нагнетательных скважин 4-7, определяют коэффициенты взаимовлияния. Для детального анализа на последнем временном отрезке необходимо минимизировать шаг изменения изучаемых параметров. Для этого в зависимости от объема информации и требуемой точности анализируют последнее время истории разработки (от года до 20 лет) с максимально допустимым шагом 1-3 месяца. По результатам расчетов зависимостей выявляют динамические связи между нагнетательными 4-7 и реагирующими добывающими 1-3 скважинами. Изменяя режимы нагнетания, автоматизированно подбираются оптимальные объемы закачки для нагнетательных скважин, при которых соблюдаются заданные условия. В качестве заданных условий в данном случае может быть снижение или поддержание на текущем уровне суммарной обводненности добываемой продукции и/или увеличение добычи нефти. После подбора режимов работы нагнетательных скважин проводится оптимизация режимов работы на добывающих скважинах. За счет перераспределения объемов отбираемой продукции определяется оптимальный режим работы для каждой добывающей скважины. Оптимизация проводится с помощью автоматизированных программных комплексов, с помощью которых был проведен анализ чувствительности обводненности продукции от величины депрессии при отборе жидкости на добывающих скважинах. Для этого задавались различные предельные режимы работы скважин. Были выявлены скважины, на которых форсированный режим работы приводил к снижению обводненности продукции.

После оценки геологического строения районов этих скважин были определены схожие параметры: высокая пористость и проницаемость, низкая выработанность запасов, низкая обводненность. Для увеличения отбора нефти была предложена следующая схема разработки отдельных участков:

- по результатам проведения анализа чувствительности определяются скважины, на которых может быть применен форсированный режим отбора;

- определяется цикл работы в форсированном режиме в 2-3 месяца и последующего восстановления энергии пласта за счет увеличения объемов закачки на нагнетательных скважинах в течение такого же временного интервала;

- время работы в форсированном режиме определяется из времени реагирования скважин и времени восстановления давления в пласте;

- время восстановления, при котором все добывающие скважины работают в обычном режиме, определяется скоростью восстановления давления в пласте, изменением химико-физических свойств пластов и жидкости, вызванным различными мероприятиями увеличения нефтеотдачи пластов в ходе разработки месторождения.

Во время цикличного форсированного отбора и оптимального заводнения производятся анализ и корректировка времени режимов работы добывающих скважин.

Положительный результат предлагаемых мероприятий достигается за счет перераспределения потоков движения жидкости внутри залежи и выработки остаточных запасов нефти.

Пример конкретного выполнения данного способа разработки нефтяной залежи на участке Березовской площади Ромашкинского месторождения

На фиг. 1 (а, б) изображена схема заводнения выбранного участка месторождения, на котором применен найденный оптимальный способ в результате анализа исторических данных в системе добычи и нагнетания и нахождения взаимосвязей между скважинами 1-7. Рассмотренная схема на фиг. 1 (а, б) верна для каждого цикла заводнения и отбора. Для получения оптимальных режимов закачки на нагнетательных скважинах необходимо произвести ряд технических и вычислительных мероприятий. Выбрали участок залежи, на котором до оптимизации на добывающие скважины 1, 2, 3 имели влияние нагнетательные 5, 6, 7 с объемом закачки 5000 м3 в месяц. Для того чтобы увеличить суммарный дебит нефти по скважинам 1, 2 и 3 (было 65 т в сутки) и при этом не увеличивать обводненность выше 63% на этом участке, был проведен анализ взаимовлияния скважин за 12 лет с шагом в один месяц (с 01.01.2000 г. по 01.01.2012 г.). В результате определены коэффициенты взаимовлияния между каждыми скважинами 1-3 и 4-7 (режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7) и подобраны оптимально возможные способы режимов закачки на нагнетательных скважинах 4-7. Коэффициенты взаимовлияния скважин 1-3 и 4-7 определяли известными методами (Лисин А.С. Расчет коэффициентов взаимовлияния скважин методом сеток) из первоначально собранной воедино необходимой информации из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7 с учетом существующей адаптированной по истории разработки и давлениям геолого-гидродинамической модели нефтяной залежи (время реагирования, забойные и пластовые давления, компенсация добычи закачкой). Исходя из вышесказанного, для данного участка определено время реагирования как техническими, так и расчетными гидродинамическими методами, и оно составляет от 30 до 90 дней. На основании собранной информации произвели расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин от режимов работы нагнетательных скважин с учетом коэффициентов взаимовлияния для подбора оптимальных способов режимов закачки в скважины 4-7.

Перед изменениями режимов закачки на скважинах 4, 5, 6, 7 оптимизированные варианты работы нагнетательных скважин прошли апробацию в прогнозных расчетах геолого-гидродинамической модели. В результате гидродинамических расчетов осуществляется контроль качества предлагаемых мероприятий, оценивается экономическая эффективность. Также обновленная информация по результатам гидродинамического моделирования может быть использована в качестве входных данных для уточнения оптимизационных расчетов.

На графиках отображены суммарный дебит (фиг. 2) добываемой продукции и ее суммарная обводненность (фиг. 3) для 1-го цикла заводнения и отбора, где изображены кривые I, II, III - соответствующие изменения суммарных дебитов (фиг. 2) и обводненности продукции (фиг. 3) для различных режимов добычи из скважин 1-3 и нагнетания в скважины 4-7 вытесняющего агента (воды). I - это кривая изменения дебита (фиг. 2) и обводненности продукции (фиг. 3) при освоении этого участка без изменения режимов закачки в скважины 4-7 (фиг. 1); II - это расчетная кривая изменения дебита (фиг. 2) и обводненности продукции (фиг. 3) при освоении выбранного участка с изменением режимов закачки в скважины 4-7 (фиг. 1) по наиболее близкому аналогу; III - это график изменения дебита (фиг. 2) и обводненности продукции (фиг. 3) с изменением режимов закачки и перераспределением в скважины 4-7 (фиг. 1) без практического изменения суммарных объемов (не более чем на 10%) и отбора на скважинах 1-3 (фиг. 1) с учетом коэффициентов взаимовлияния; IV - это график изменения реального полученного дебита (фиг. 2) и обводненности продукции (фиг. 3) при освоении участка с учетом всех оптимизационных рекомендаций.

На фиг. 2 отображены суммарные дебиты нефти по участку при разных оптимизационных способах закачки за четыре месяца с прогнозами на последующие два месяца. Если не применять эти оптимальные способы, то дебит нефти будет снижаться (кривая I) и в течение трех последующих месяцев уменьшится от 64 до 56 т/сут, с выбранным первым способом дебит нефти (кривая II) будет поддерживаться на уровне 71 т/сут. При использовании способа оптимизации, описанного в наиболее близком аналоге, дебит сначала вырастет, а потом будет снижаться от 71 до 65 т/сут. Изменения суммарного дебита нефти по участку отображает кривая III: после проведения оптимизационных работ на нагнетательных скважинах дебит увеличился от 64,4 до 71,4 т/сут при меньших затратах на нагнетание

На фиг. 3 видно, что при выборе оптимально подобранных режимов нагнетания, напротив, обводненность падает (кривая II) от 61 до 59%, а не растет (кривая I) от 61 до 63%, если не использовать оптимальные способы. Кривая III отображает уменьшение обводненности от 63 до 60,5% при выборе оптимизационного режима по закачке на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 и интенсификации отбора на добывающих 1, 2, 3 (фиг. 1). Кривая IV (фиг. 3) демонстрирует результат по снижению обводненности за счет практического применения оптимизационных действий.

По найденному оптимальному режиму (см. кривую III на фиг. 2 и 3) на участке (фиг. 16) для увеличения дебита нефти был изменен объем закачки на скважинах 5, 6, 7. На скважине 5 объем закачки уменьшен с 1400 до 1000 м3/мес. Объем закачки на скважине 6 остался без изменений - на уровне 2000 м3/мес, а на скважине 7 увеличена закачка с 1600 до 2000 м3/мес и включена ранее выведенная в циклический режим скважина 4 с объемом закачки 600 м3/мес. При этом общий суммарный объем закачиваемой и добываемой жидкости остается в пределах заданных пределов 5000-5500 м3/мес.

После подбора режимов работы нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг. 1б) производят оптимизацию режимов работы на добывающих скважинах. За счет перераспределения объемов отбираемой продукции определяют оптимальный режим работы для каждой добывающей скважины 1, 2, 3 (фиг. 1б). Оптимизация проводится с помощью автоматизированных программных комплексов. С их помощью определяют малоэффективные добывающие скважины. К ним относятся высокообводненные или быстро обводняющиеся скважины. На этих скважинах уменьшается отбор продукции вплоть до полной остановки. Неотобранный объем продукции компенсируется за счет увеличения отборов на других скважинах таким образом, чтобы коэффициент компенсации добычи закачкой оставался на текущем уровне.

Предварительные прогнозные расчеты показали, что исходя из определенных на предыдущем этапе режимов работы нагнетательных скважин наблюдается более быстрое обводнение скважины 1 (фиг. 1а) по сравнению со скважиной 2. Для более равномерной выработки запасов были перераспределены объемы добывающей продукции между скважинами. Для этого на скважине 1 (фиг. 1б) отбор жидкости снизили на 30% (от 26 до 18 м3/сут), а на скважине 2 (фиг. 1б) компенсировали снижение добычи на скважине 1 (фиг. 1а) увеличением от 8 до 16 м3/сут. При данных условиях выработка запасов осуществлялась более равномерно с постепенным увеличением обводненности на выбранных скважинах. При перераспределении объемов добываемой жидкости между скважинами на 10 и 50% равномерность выработки запасов не достигалась из-за быстрого обводнения той или другой скважины.

Для скважины 3 (фиг. 1б) было решено оставить прежние режимы.

В результате после проведения мероприятий реальный суммарный дебит нефти по участку увеличился от 64,4 до 72 т/сут (см. кривую IV на фиг. 2), суммарная обводненность уменьшилась от 63 до 60,3% (см. кривую IV на фиг. 3), что практически соответствует расчетным данным.

После чего, учитывая время реагирования добывающих скважин 1, 2, 3 (фиг. 1), составляющее от 56 до 94 дней, а также время восстановления давления при окончании интенсивного отбора, было принято решение создавать такой режим оптимизационного нагнетания и отбора, при котором создавался бы цикл из 93 дней интенсивного отбора и 87 дней последующего восстановления давления в пластах (фиг. 4а). Такой режим работы скважин дает наибольший эффект для увеличения добычи нефти и снижения обводненности.

Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть различным. Оно определяется их взаимовлиянием. Анализ изменений взаимовлияний для участка с большим количеством скважин проводится в автоматическом режиме с помощью вычислительных средств.

Предлагаемый способ по сути является физическим методом увеличения нефтеизвлечения и позволяет снизить обводненность добывающих скважин на 12-17% (фиг. 4а), а дебит нефти скважины увеличить на 10-15% (фиг. 4б) без дополнительных затрат на переоборудование скважин и увеличение объемов закачки. При этом использование способа регулирования разработки нефтяной залежи эффективно и на участках с различными условиями эксплуатации.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, отличающийся тем, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 месяца и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование циклов режимов отбора и восстановления давления на добывающих скважинах, включающее время циклического форсированного отбора продукции в течение 2-3 месяцев из добывающих скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью с последующим восстановлением давления в этих скважинах, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи. При разработке многопластового нефтяного месторождения осуществляют отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в нагнетательной скважине. До проведения гидроразрыва пласта проводят закачку рабочего агента в нижний продуктивный пласт при отсутствии приема рабочего агента верхним продуктивным пластом. В нагнетательной скважине проводят гидроразрыв верхнего продуктивного пласта. Разобщают продуктивные пласты и организуют раздельную закачку рабочего агента в продуктивные пласты. Вблизи нагнетательной скважины организуют шурф и закачивают рабочий агент через шурф в верхний продуктивный пласт с повышенным давлением закачки. При увеличении забойного давления в реагирующей добывающей скважине увеличивают отбор пластовой продукции. Регулируют режимы работы скважин отдельно по каждому продуктивному пласту и добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора по каждому продуктивному пласту. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. Способ включает отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение гидроразрыва пласта в добывающей скважине. При этом до проведения гидроразрыва пласта в добывающей скважине разрабатывают нефтяную залежь с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. После гидроразрыва пласта эксплуатируют добывающую скважину с повышенным дебитом. До изменения оптимальной компенсации отбора, определяемой при достижении фронта изменения пластового давления от добывающей скважины до нагнетательной, вблизи нагнетательной скважины организуют шурф с насосом повышенного давления и объема закачки. Закачивают рабочий агент через шурф в нагнетательную скважину с повышенным давлением закачки. Повышают пластовое давление от нагнетательной скважины по залежи до достижения фронта пониженного давления от добывающей скважины. Добиваются оптимальной компенсации отбора. Продолжают разработку с поддержанием оптимальной компенсации отбора пластовой продукции закачкой рабочего агента в диапазоне 110-125%. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи. По способу разработки залежи осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Разработку ведут с контролем объемов отбора пластовой продукции в добывающих скважинах и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины с превышением объемов закачки над отборами. Предварительно при повышении обводненности добываемой продукции в нагнетательных скважинах проводят изоляцию зон поглощения. По достижении фронта вытеснения от нагнетательной скважины добывающей скважины в последней проводят гидроразрыв пласта с увеличением пластового давления на заданную величину и в условиях повышенного содержания нефти в околоскважинном пространстве, измененного вследствие изоляции зон поглощения. После гидроразрыва наблюдают обводненность добываемой продукции и при ее снижении - восстановлении до заданной величины продолжают разработку на установившихся режимах с прежними отборами пластовой продукции и закачки рабочего агента. 1 пр.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Технический результат - увеличение продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин и повышение коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами. По способу на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола. При этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы. Первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта. Горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту. В горизонтальном стволе размещают скважинный фильтр с отверстиями. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды и перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра приподнимают лифтовую колонну до кровли продуктивного пласта и осуществляют перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра. Перфорацию осуществляют в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой. После этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне. 5 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин. Технический результат - повышение эффективности поддержания пластового давления. По способу осуществляют отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Для оценки влияния добывающих и нагнетательных скважин осуществляют преобразование первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин с помощью системы базисных функций. В качестве первоначальных данных для каждой нагнетательной и потенциально реагирующих добывающих скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости, обводненности, состояние скважины - в работе или бездействии. В качестве базисных функций используют сглаживающие функции, обеспечивающие возможность линейного или экспоненциального сглаживания, такие как «скользящее окно», или вейвлет-анализ, или нейронные сети. С помощью базисных функций выделяют тренд промысловых показателей скважин, полезную составляющую динамики работы скважин и устраняют «шумы». Затем определяют коэффициенты влияния на основе сравнения преобразованных промысловых данных. Преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции разбивают на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции. Если на протяжении одного фрагмента отмечают смену режима работы, то фрагмент автоматически разбивают на два новых фрагмента. Рассчитывают коэффициент корреляции для каждой базисной функции между фрагментами динамики нагнетательной и реагирующей добывающей скважинами с учетом времени, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины. По значению, к которому стремится зависимость коэффициента корреляции от количества проанализированных фрагментов, определяют полезность скважин. С учетом взаимного влияния скважин формируют рекомендации по перераспределению закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам. В качестве нагнетательного использован один мультифазный насос. Газосепаратор, насосы и эжекторы установлены на одном валу с электродвигателем. Эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал. Технический результат - повышение экономичности и упрощение системы за счет уменьшения количества узлов, общих габаритов и массы при сохранении функциональных возможностей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью. Технический результат - повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу проводят на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмику. Создают модели трещин. Проектируют и бурят скважины с горизонтальным окончанием с учетом трещин. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают продукцию через добывающие скважины. При этом выделяют трещины протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Горизонтальный ствол скважины условно разбивают на участки в количестве не более 10. Каждый участок ствола выполняют с пересечением каждой трещины под углом 30-60°. В горизонтальной плоскости каждым участком пересекают не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Направление горизонтального ствола выполняют таким образом, чтобы условные средние линии скважин, проведенные в горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам перехода траектории скважины от одного участка к другому. При этом условные средние линии стволов добывающих и нагнетательных скважин обеспечивают параллельными. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу осуществляют бурение вертикальных скважин и формирование пятиточечных элементов разработки с нагнетательными скважинами в углах элементов разработки и добывающих скважин в центре. Осуществляют бурение в пределах каждого элемента разработки двуствольных многозабойных горизонтальных скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Через добывающие скважины отбирают продукцию. При этом в залежи с двумя нефтенасыщенными пропластками все вертикальные скважины бурят со вскрытием этих пропластков. Каждый элемент разработки выполняют длиной грани, равной 4L, где L - четверть расстояния между вертикальными нагнетательными скважинами. С центральной части двух противоположных граней элемента разработки бурят двуствольные добывающие МЗГС. Их стволы проводят в разных направлениях внутрь элемента разработки вдоль окружности радиусом 2L. Длину каждого ствола добывающей МЗГС выполняют равной (0,9…1,l)·π·L, где π=3,14. Из точек, образуемых на пересечении в плане условных линий, проведенных из мест входа в пласт добывающих МЗГС и нагнетательных скважин на противоположных гранях элемента разработки, бурят двуствольные нагнетательные МЗГС. Стволы проводят в разных направлениях к внутренней части элемента разработки вдоль окружности радиусом L. Длину каждого ствола нагнетательной МЗГС выполняют равной (0,3…0,5)·π·L. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. Параллельные стволы добывающих и нагнетательных МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. В центральной части каждого ствола добывающей МЗГС размещают водонабухающий пакер. Каждую нагнетательную скважину отрабатывают на нефть не более трех лет. 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу определяют направления трещиноватости коллектора. Формируют элементы разработки бурением вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин по квадратной сетке и многозабойных горизонтальных добывающих скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Размещают стволы МЗГС вокруг нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При этом каждый из элементов разработки образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещенными таким образом, чтобы грани элементов были направлены под углом 40-50° к преимущественному направлению естественной трещиноватости коллектора. Расстояние между гранями соседних элементов выполняют длиной 3L, где L - половина длины грани элемента. Расстояние между нагнетательными скважинами внутри элемента принимают 2L. На каждом элементе размещают две расположенные перпендикулярно двуствольные добывающие МЗГС. Каждую из этих скважин выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов. Точки входа МЗГС в продуктивный пласт располагают в центральной части элемента. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины по радиусу L и длиной полукруга π·L, где π=3,14. Длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1). 2 пр., 3 ил.
Наверх