Способ оперативного управления заводнением пластов



Способ оперативного управления заводнением пластов
Способ оперативного управления заводнением пластов
Способ оперативного управления заводнением пластов
Способ оперативного управления заводнением пластов
Способ оперативного управления заводнением пластов
Способ оперативного управления заводнением пластов

 


Владельцы патента RU 2565313:

Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) (RU)

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 нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин.

Известен способ управления заводнением компании ТатНИПИнефть [Журнал «Нефтяное хозяйство», №07 - Oil Industry, 2012. - 14 с.], включающий геолого-гидродинамическое моделирование и использование нейронной сети. Способ позволяет оценить коэффициенты влияния скважин, а также предлагает рекомендации по перераспределению закачки.

Несмотря на то что моделирование вместе с нейросетевым анализом представляет собой мощный инструмент определения взаимного влияния скважин, применение геолого-гидродинамических симуляторов связано с использованием большого количества исходных данных и, следовательно, приводит к высокой суммарной погрешности результатов.

Известен способ управления заводнением компаний ОАО «НК Роснефть» и ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Журнал «Нефтяное хозяйство», №11 - Oil Industry, 2008. - 20 с.], включающий разделение месторождения на участки (ячейки) и оценку потенциала скважин на основе данных динамики. Способ позволяет выявить проблемные участки месторождения и определить оптимальный вариант воздействия на пласт.

Однако, как показывает отечественный и зарубежный опыт разработки нефтяных месторождений, эффективное управление заводнением невозможно без проведения оценки взаимного влияния скважин.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является эффективная организация системы поддержания пластового давления (ППД).

При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении с минимальными затратами и потерями целенаправленного воздействия на пласт с целью поддержания пластового давления.

Указанный технический результат достигается тем, что способ оперативного управления заводнением включает оценку корреляции первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин, определение коэффициентов взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин, определение фактора оптимальности добывающих скважин, перераспределение закачки на основе рассчитанных коэффициентов взаимного влияния и фактора оптимальности.

Определение коэффициентов взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин на основе обработки первоначальных промысловых данных способствует достижению технического результата с минимальными погрешностями.

На фиг.1 представлены: линия, выполненная точками, - первоначальная динамика скважины, линиями - преобразованная динамика с помощью различных базисных функций: 1 - скользящее окно, размером 4, 2 - экспоненциальное сглаживание с коэффициентом 0,3, 3 - сглаживание Хэмминга.

На фиг.2 представлена фрагментированная динамика добывающей и влияющей на нее нагнетательной скважины, показано: точками - первоначальная динамика скважины, кривой - преобразованная базисной функцией, экспоненциальное сглаживание с коэффициентом 3, линиями - фрагменты роста, падения и равенства базисной функции.

На фиг.3 представлена таблица коэффициентов взаимного влияния между нагнетательными (правая колонка) и добывающими скважинами. «Кв» - коэффициент взаимного влияния, в крайних столбцах на темном фоне - нагнетательные скважины (2032, 2033, 2034, 2040, 2049, 2050, 2057, 2064), в столбцах на белом фоне - реагирующие добывающие скважины.

На фиг.4 представлен фрагмент карты расположения скважин (нагнетательная №2064 и ее реагирующие добывающие) и определенные факторы оптимальности добывающих скважин. Рядом с каждой добывающей скважиной круговой диаграммой изображены мелким шрифтом ее номер и текущий дебит жидкости и нефти, крупным шрифтом - фактор оптимальности.

На фиг.5 представлен результат расчета на карте расположения скважин, обозначены нагнетательные скважины для оптимизации и ее оптимальный рассчитанный режим. Скважины 2032, 2034, 2040, 2049 рекомендуются к оптимизации.

На фиг.6 представлен алгоритм осуществления способа в виде блок-схемы.

Способ осуществляют путем выполнения следующих основных последовательных действий:

1. Преобразование первоначальных промысловых данных (динамики) скважин с помощью системы базисных функций;

2. Количественная оценка взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин на основе сравнения преобразованных первоначальных промысловых данных;

3. Автоматическая настройка и кросс-проверка базисных функций для отсеивания нелогичных результатов и обоснования полученных результатов;

4. Определение фактора оптимальности добывающих скважин.

Преобразование первоначальных промысловых данных (динамики) скважин с помощью системы базисных функций

Преобразование первичных промысловых данных осуществляют для всех пар потенциально влияющих скважин - добывающих и нагнетательных. Определяют потенциальное влияние между добывающими и нагнетательными скважинами, либо выбрав вручную, либо воспользовавшись автоматическими алгоритмами на основе использования данных о взаимном расположении скважин.

Преобразование динамик потенциально влияющих добывающих и нагнетательных скважин производится с помощью системы базисных функций.

Система базисных функций представляет собой математический аппарат, призванный выделить полезную составляющую (так называемый "тренд") графика промысловых показателей скважин и устранить так называемые "шумы".

В качестве базисных функций могут быть использованы различные известные сглаживающие функции, такие как «скользящее окно», линейное и экспоненциальное сглаживание, вейвлет-анализ, нейронные сети и т.п.

Для каждой нагнетательной скважины и потенциально реагирующих добывающих скважин необходимо сопоставить следующие показатели из преобразованных первичных промысловых данных:

- дата;

- приемистость /дебит жидкости;

- состояние скважины (в работе/в бездействии/остановлена и т.п.).

При этом динамика добывающей скважины смещается вперед на величину временного лага. Временной лаг может на этом этапе принимать различные значения, и определение конечного значения лага происходит на этапе автоматической настройки.

Динамика скважин учитывается для общего периода работы нагнетательной и добывающей скважины.

Далее осуществляют количественную оценку статистической взаимосвязи между динамикой работы добывающей и влияющими на нее нагнетательными скважинами, определяют полезную составляющую динамики скважин, выделенной с помощью системы базисных функций.

Преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции необходимо разбить на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции. При этом, если на протяжении одного фрагмента происходила смена режима работы, то фрагмент необходимо разбить на два новых фрагмента.

Далее для каждой базисной функции необходимо рассчитать корреляцию между фрагментами динамики нагнетательной и реагирующей добывающей скважин. Коэффициент корреляции может быть вычислен любым известным способом. Таким образом, для всех пар скважин - нагнетательная/реагирующая добывающая по каждой базисной функции получают свои коэффициенты взаимного влияния.

Автоматическая настройка и кросс-проверка базисных функций для отсеивания нелогичных результатов и обоснования полученных результатов

Принцип автоматической настройки представляет собой механизм самопроверки, который позволяет алгоритму автоматически настраивать систему базисных функций. Настройка происходит в два уровня проверок.

На первом уровне алгоритм строит зависимость коэффициентов корреляции от значения временного лага, принятого при расчете. Временной лаг - это время, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины. Проверка считается пройденной, если для базисной функции наблюдается четко выраженный пик на графике коэффициента корреляции в районе целевого значения временного лага. Это значение лага принимается как конечное для данной скважины.

Второй уровень представляет собой кросс-проверку, которая заключается в сопоставлении работы алгоритма на множестве потенциально реагирующих добывающих скважин и множестве скважин, находящихся на значительном расстоянии, на которые нагнетательная скважина даже теоретически влиять не может. Смысл проверки заключается в отсеивании тех базисных функций, которые показывают необоснованно высокую корреляцию между скважинами, которые не могут иметь взаимного влияния.

По базисным функциям, прошедшим проверку, вычисляется конечный коэффициент корреляции, который будет использоваться для определения коэффициента полезности скважин.

Конечный коэффициент корреляции можно вычислить, например, как средневзвешенное значение всех прошедших проверку базисных функций, в качестве весового параметра используя степень достоверности при кросс-проверке, ранжированную от скважины, показавшей наиболее четкий пик и наиболее высокую разницу в корреляции между потенциально реагирующими и скважинами, находящимися на значительном расстоянии.

Определение фактора оптимальности добывающих скважин

Фактор оптимальности добывающих скважин - комплексный параметр, позволяющий оценивать возможности изменения режимов работы добывающих скважин, а также определять необходимость в изменении воздействия на нее путем закачки влияющей нагнетательной скважины.

Фактор оптимальности определяется на основе данных об исторических данных режимов работы добывающей скважины, а также текущего режима. Например, можно использовать следующую формулу:

F=F1×F2,

где F1 - фактор, описывающий потенциал добывающей скважины,

F2 - фактор, описывающий текущую компенсацию закачки в скважину,

Факторы потенциала и компенсации не привязаны к особым алгоритмам их вычисления, для этого используются исторические данные режимов работы.

Для перераспределения закачки вычисляют множитель приемистости для нагнетательной скважины, который зависит от вычисленных коэффициентов взаимного влияния и факторов оптимальности.

Например, можно использовать следующую формулу:

δ = F i K i g ( f B i ) ,

где δ - множитель приемистости нагнетательной скважины,

Fi - фактор оптимальности i-й добывающей скважины,

Ki - коэффициент взаимного влияния между нагнетательной и i-й добывающей скважиной,

(fBi) - текущая обводненность i-й добывающей скважины.

Заявляемые действия для осуществления оперативного управления заводнением скважин позволяют решить задачу обеспечения с минимальными затратами и потерями целенаправленного воздействия на пласт с целью поддержания пластового давления.

Пример: пласт разбурен добывающими и нагнетательными скважинами, через которые осуществляют соответственно отбор нефти и закачку рабочего агента - воды (например, добывающих - 22, нагнетательных - 8). Первоначальные данные добывающих и нагнетательных скважин следующие: дата, приемистость, скважина находится в работе.

Осуществляют преобразование промысловых данных с помощью системы базисных функций (фиг.1).

Для каждой базисной функции сравниваются фрагменты роста и падения (фиг.2).

Отсеивают базисные функции, дающие нелогичные результаты, когда добывающая скважина, находящаяся на значительном расстоянии от нагнетательной (более 1-2 км), показывает высокий коэффициент корреляции с ней.

На основе сравнения преобразованных промысловых данных оценивают взаимное влияние добывающих и нагнетательных скважин (фиг.3).

Определяют фактор оптимальности добывающих скважин (фиг.4).

Дают рекомендации по перераспределению закачки для эффективной организации системы поддержания пластового давления (фиг.5).

Таким образом, заявленный способ оперативного управления заводнением пластов позволяет решать целый комплекс задач: строить карты взаимного влияния скважин, прогнозировать направление латеральной анизотропии пласта, рассчитывать распространение зон разломной тектоники, ранжировать скважины по степени их полезности в системе поддержания пластового давления, перераспределять закачку между скважинами для обеспечения наиболее эффективного вытеснения нефти.

Способ оперативного управления заводнением пластов, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин, рекомендации по перераспределению закачки, отличающийся тем, что для оценки влияния добывающих и нагнетательных скважин осуществляют преобразование первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин с помощью системы базисных функций, при этом 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, а в качестве базисных функций используют сглаживающие функции, обеспечивающие возможность линейного или экспоненциального сглаживания, такие как «скользящее окно» или вейвлет-анализ, или нейронные сети, причем 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, причем преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции разбивают на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции, при этом, 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 скважин с учетом времени, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины, и 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.



 

Похожие патенты:

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

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.
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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат. По способу осуществляют внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине. Нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта. Размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом. Фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины. Количество последних - вдвое меньше количества пассивных скважин. Активные скважины предназначены для закачки воды в нижележащий обводненный пласт. В пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт. В активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт. Через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт. Перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами. При этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте. За счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины. Отбор пластового флюида из продуктивного пласта осуществляют через добывающую скважину. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами. Над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления на станции управления (СУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне НКТ, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия. Колонна НКТ оснащена запорно-перепускной арматурой и приустьевой насосно-эжекторной установкой, содержащей силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, сообщающийся входом с водопроводом от источника воды с запорным краном, газожидкостный эжектор-смеситель, сообщающийся входами с газопроводом от источника газа с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, емкостью с поверхностно-активным веществом трубопроводом с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, и водопроводом с выбросом силового насоса. Выброс эжектора-смесителя сообщается с колонной НКТ по трубопроводу, в который встроены дожимной насос и гидрозатвор. К водопроводам подачи воды в эжектор-смеситель и выпуска из него присоединен байпас возврата воды через предохранительный клапан. СУ соединена силовыми кабелями с электроприводами силового и дожимного насосов. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. Способ включает нагнетание воды и добавки в пласт из первой скважины и добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины. При этом указанная вода и добавка представляют собой смесь, содержащую от примерно 50 до 99 мол.% воды и добавку, содержащую простой диметиловый эфир, простой диэтиловый эфир или простой метилэтиловый эфир. При этом используют группы скважин. Одну группу используют для заводнения пласта, а другую - для добычи нефти в течение первого периода времени. Затем группы скважин для заводнения и добычи переключают в течение второго периода времени. Из первого и второго периодов времени составляют цикл. Каждый из циклов увеличивают по времени на 5-10% продолжительности предыдущего цикла. В первые 10-80% продолжительности цикла закачивают одну смесь для заводнения с добавками, а в остальное время продолжительности цикла закачивают другую смесь для заводнения с добавками, в том числе несмешиваемыми. 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют разработку залежи добывающими и нагнетательными скважинами. Для этого закачивают воду в нагнетательные скважины, а из добывающих скважин отбирают продукцию. Для снижения водопритока к добывающим скважинам осуществляют закачку в нагнетательные скважины различных агентов. При этом выбирают очаг с нагнетательной скважиной в центре. После обводнения более чем на 90% одной или нескольких добывающих скважин очага в обводнившиеся скважины, а также и в нагнетательную скважину закачивают воду с отличным от пластовой воды ионным составом и/или концентрацией солей - модифицированную воду, при остановленных на время закачки остальных скважинах очага. Состав модифицированной воды подбирают таким образом, чтобы при ее реакции с пластовой водой происходило выпадение осадка в объеме, достаточном для блокирования в промытых зонах пласта поровых каналов в радиусе 10-100 м от скважины. Расход модифицированной воды в скважину определяют как 0,6-1,0 от максимальной приемистости пласта, а время закачки - по увеличению давления закачки не менее чем в два раза. В первые 5-10% закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, замедляющие процесс выпадения осадка. После закачки модифицированной воды переходят на закачку в нагнетательную скважину сточной воды. Добывающие скважины при этом пускают в работу. Операции повторяют на данных и/или других скважинах очага при достижении аналогичной обводненности более 90%. 2 пр., 1 ил.
Наверх