Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием



Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием
Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием

 


Владельцы патента RU 2569514:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором проводят определение направления трещиноватости коллектора по возбуждению сейсмической волны от источников возбуждения, расположенных на удалении от скважины под различными азимутальными углами. По стволу скважины регистрируют сейсмические волны. Выделяют прямую продольную сейсмическую волну - Р-волну и обменную отраженную или проходящую сейсмическую волну - PS-волну. Определяют интенсивность Р-волны. В интервале 300-500 м над продуктивным пластом определяют интенсивность PS-волны. Находят отношение амплитуд PS/P-волн. Строят эллипс по векторам отношений амплитуд PS/P-волн по разным азимутальным углам. По направлению малой оси эллипса определяют направление доминирующей трещиноватости. По отношению длин большой оси к малой оси эллипса определяют коэффициент анизотропии пород в исследуемом пласте. После определения направления трещиноватости коллектора проводят определение границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Формирование рядов добывающих скважин проводят под углом к выявленному направлению трещиноватости внутри границ участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора. Нагнетательные скважины размещают за границами участка залежи с определенной трещиноватостью коллектора (патент РФ №2206725, опубл. 10.03 2003).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В известном способе в качестве скважин используют горизонтальные скважины, из скважин формируют элементы квадратной сетки, одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин, горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта, в каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части, горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта, причем добывающие скважины выполняют длиной горизонтального ствола «a», а нагнетательные скважины выполняют длиной горизонтального ствола b=a/2, причем a=1,41·L, где L - длина стороны элемента квадратной сетки (патент РФ №2513390, опубл. 20.04.2014 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая нефтеотдача, т.к. в реальных условиях трещины в пласте имеют хаотичное направление. Выделение преимущественного направления трещиноватости и, соответственно, учет лишь части трещин не позволяет достигать высоких значений коэффициента нефтеизвлечения (КИН).

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного нефтяного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающем проведение на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмики, построение модели трещин, проектирование и бурение скважин с горизонтальным окончанием с учетом трещин, отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, трещины выделяют 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 под меньшим углом 30-60° каждой трещины, причем в горизонтальной плоскости каждый участок пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения, в целом 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 выполняют параллельными.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает ориентация стволов относительно трещин. Исследования большинства карбонатных залежей нефти 3Д-сейсмикой отбором ориентированного керна и геофизическими исследованиями (скважинными микросканерами) показывают хаотичное расположение трещин как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях. Выделение какого-либо преимущественного направления трещиноватости и размещение горизонтальных стволов под определенным углом к направлению трещиноватости приводит к тому, что остальные трещины оказываются перпендикулярны или параллельны стволам. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать такие коллектора. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта в плане с размещением горизонтальных стволов относительно трещин. Обозначения: 1 - участок продуктивного пласта, 2 - трещины, 3 - добывающая скважина с горизонтальным окончанием, 4 - нагнетательная скважина с горизонтальным окончанием, 5 - участки горизонтальных стволов скважин в горизонтальной плоскости, 6 - участки горизонтальных стволов скважин в вертикальной плоскости, 7 - условная средняя линия добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, 8 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 5 к другому в горизонтальной плоскости, 9 - условная средняя линия нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, 10 - условная средняя линия скважин 3 и 4, проведенная в вертикальной плоскости, 11 - точки перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому в вертикальной плоскости, α - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в горизонтальной плоскости, β - угол пересечения участками горизонтальных стволов трещин 2 в вертикальной плоскости.

Способ реализуют следующим образом.

На участке 1 нефтяного пласта (фиг. 1, 2), представленного карбонатным типом коллектора с естественной трещиноватостью проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Согласно исследованиям, трещины меньшей протяженности в большинстве случаев практически не оказывают влияния на нефтеотдачу.

По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение скважин 3 и 4. Горизонтальные стволы скважин условно разбивают на участки 5 и 6 (соответственно в горизонтальной и вертикальной плоскостях) в количестве не более 10, каждый участок 5 и 6 ствола выполняют с пересечением трещин 2 под меньшим углом 30-60° к каждой, причем в горизонтальной плоскости каждый участок 5 пересекает не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Согласно исследованиям, угол 30-60° оптимален для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения (КИН) при максимальных темпах отбора. Так, если ствол пересекает трещину 2 под углом менее 30°, то достигается максимальный конечный КИН при минимальных темпах отбора. Сроки разработки сильно затягиваются во времени, что значительно снижает экономическую эффективность. Если ствол пересекает трещину 2 под углом более 60°, то достигаются максимальные темпы отбора при низком конечном КИН, т.к. скважины быстро обводняются. Количество условных участков более 10 технологически не оправдано, т.к. в скважине возникает много участков с напряженным состоянием колонны, что значительно снижает межремонтный период скважины. Также, согласно исследованиям, практически невозможно ввиду хаотичности трещин 2 в горизонтальной плоскости подобрать условный участок, который бы пересекал более трех трещин под указанными значениями углов. Целесообразно выделить новый условный участок. Однако если выделяются трещины с расстоянием между собой менее 10 м, то их принимают за одну трещину, т.к. технические возможности не позволяют набрать угол для изменения траектории ствола на таком коротком расстоянии. В вертикальной плоскости многие трещины 2 часто идут параллельно, поэтому количество пересекаемых участком трещин принимается без ограничения.

В целом направление горизонтальных стволов скважин 3 и 4 выполняют таким образом, чтобы условные средние линии 7, 9 и 10 скважин 3 и 4, проведенные в соответствующих горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам 8 и 11 перехода траектории скважины от одного участка 5 и 6 к другому. Подобный подход позволяет сохранить относительную прямолинейность стволов и соответственно исключить варианты, когда стволы сильно изгибаются, создавая негативную напряженность колонны.

Если бурятся горизонтальные скважины, то условные средние линии 7 и 9 добывающих и нагнетательных скважин выполняют параллельными. Если бурятся многозабойные скважины с горизонтальными стволами, то каждый ствол добывающей и нагнетательной скважин чередуют, сохраняя параллельность. Также в скважинах с достаточно хорошей естественной энергией пласта возможно бурение только добывающих скважин.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи продуктивного пласта

Пример конкретного выполнения способа.

Участок нефтяного пласта 1, представленный карбонатным трещинно-поровым типом коллектора, имеет следующие параметры: глубина залегания 850 м, средняя нефтенасышенная толщина h=10 м, проницаемость матрицы 75 мД, пористость матрицы 16%, начальное пластовое давление 9 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 35 мПа·с.

На участке 1 проводят 3Д-сейсморазведку. Трещины 2 выделяют протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Расстояние между трещинами составляет 10 м и более. По результатам сейсмики, а также данным скважин, пробуренных ранее на соседних участках, строят трехмерную геологическую и гидродинамическую модели с учетом трещин. Проектируют расположение добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин.

Горизонтальные стволы скважин 3 и 4 условно разбивают соответственно на восемь и семь участков 5 в горизонтальной плоскости и по пять участков 6 в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 и 6 стволов скважин 3 и 4 выполняют с пересечением под меньшим углом α=30-60° к каждой трещине в горизонтальной плоскости и под меньшим углом β=30-60° к каждой трещине в вертикальной плоскости. Каждый участок 5 в горизонтальной плоскости пересекает от одной до двух трещин. Каждый участок 6 в вертикальной плоскости пересекает от одной до четырех трещин.

Условная средняя линия 7 добывающей скважины 3, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,8 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 3 от одного участка 5 к другому. Условная средняя линия 9 нагнетательной скважины 4, проведенная в горизонтальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 8 перехода траектории скважины 4 от одного участка 5 к другому.

Условные средние линии 10 добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин, проведенные в вертикальной плоскости, имеет квадрат коэффициента корреляции 0,7 по отношению к точкам 11 перехода траектории скважин 3 и 4 от одного участка 6 к другому.

В целом условные средние линии 7 и 9 горизонтальных стволов скважин 3 и 4 в горизонтальной плоскости выполняют параллельными. Так же, как и условные, средние линии 10 горизонтальных стволов в вертикальной плоскости выполняют параллельными.

Далее на модели рассчитывают показатели разработки пласта с данным расположением стволов. Пересчитывают другие варианты пересечения участками стволов трещин 2. Выбирают вариант с наибольшим конечным КИН. Затем осуществляют бурение скважин 3 и 4 с длинами горизонтальных стволов по 400 м и расстоянием между стволами (между условными средними линиями 7 и 9) 300 м.

Пласт 1 разрабатывают заводнением. Закачивают пластовую воду через нагнетательную скважину 4 и отбирают добываемую продукцию через добывающую скважину 3.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины 3 до 98%, было добыто с участка 147,3 тыс т нефти, КИН составил 0,378. По прототипу при прочих равных условиях, скважина обводнилась раньше, было добыто 124,8 тыс т нефти, КИН составил 0,320. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,058.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта с естественной трещиноватостью за счет оптимальной траектории горизонтальных стволов скважин относительно трещин.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи продуктивного пласта.


Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий проведение на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмики, построение модели трещин, проектирование и бурение скважин с горизонтальным окончанием с учетом трещин, отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что трещины выделяют 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°, причем в горизонтальной плоскости каждым участком пересекают не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения, в целом 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 выполняют параллельными.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

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.

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

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 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.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления. Блок ТМС соединен с верхним стыковочным узлом пакера, состоящим из подвижных соединений гладких ниппелей и концевых штуцеров, последние установлены на прямоточной многоканальной муфте, образующие коаксиальные проточные каналы. К центральному каналу прямоточной многоканальной муфты присоединен трубчатый хвостовик, герметически установленный противоположным концом в центральном отверстии муфты, встроенной в колонну труб между пакерами и выполненной с радиальными проточными каналами, сообщающими коаксиальный проточный канал стыковочного узла с верхним пластом скважины, и центральный проточный канал - с нижним пластом через полости хвостовика и ствола нижнего пакера. Блок ТМС присоединен патрубком к колонне НКТ стыковочной муфтой, выполненной со сквозными пазами, и связан с устройством управления геофизическим кабелем, пропущенным через сквозной паз стыковочной муфты и лубрикатор. К колонне НКТ присоединен дополнительный пакер с кабельным вводом, образующий с пакером, расположенным выше верхнего пласта, нагнетательный коллектор, сообщающий колонну НКТ через сквозные пазы стыковочной муфты с полостью корпуса блока ТМС через окна в стенке корпуса. Геофизический кабель подсоединен к блоку ТМС кабельным разъемом, розетка которого закреплена в патрубке, а штырь в дне стыковочной муфты. Трубы, соединяющие пакеры выше пластов, герметически соединены подвижной разъединительной муфтой. В газопровод подвода газа и в трубопровод подачи ПАВ встроены регулируемые задвижки и обратные клапана. Технический результат заключается в повышении дебита нефтеносных пластов скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения. По способу осуществляют разбуривание залежи вертикальными и горизонтальными многозабойными скважинами по технологической сетке с формированием элементов разработки. В каждую нагнетательную и добывающие скважины осуществляют циклическую закачку рабочего реагента через нагнетательные скважины. Отбор продукции осуществляют через добывающие скважины. Ведут замеры добычи нефти, воды и закачиваемой жидкости. Проводят гидродинамические исследования и поддерживают пластовое давление в зоне отбора на уровне первоначального. Перед разбуриванием залежи с площадной системой разработки выделяют участки с двумя и более продуктивными пластами и/или пропластками в разрезе. На участках формируют элементы, вскрывая эти пласты и/или пропластки вертикальными нагнетательными скважинами. Бурят добывающую скважину в элементах с расположением горизонтальных участков в каждом из пластов и/или пропластков в сторону нагнетательных скважин до сообщения с соответствующими нагнетательными скважинами в соответствующем пласте и/или пропластке. Участок каждого горизонтального ствола снабжают глухим пакером, обеспечивающим изоляцию и отделяющим забой с нагнетательной скважиной на расстоянии не более 40-60 м. Устье добывающей скважины изолируют так, чтобы зона отбора составляла 5-24% длины всего горизонтального участка от точки входа в пласт. Нагнетательные скважины оборудуют устройствами для одновременно-раздельного нагнетания рабочего агента в каждый из вскрытых пластов и/или пропластков соответствующих скважин с периодами и давлением, обеспечивающими максимальное восстановление давления в зоне отбора при вытеснении нефти и не приводящими к преждевременному обводнению добываемой продукции. 1 пр., 2 ил.
Наверх