Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта



Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта
Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта
Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта
Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта
Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта
Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта

 


Владельцы патента RU 2579029:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину. По способу выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины во взаимосвязи. Определяют с привлечением метода гидропрослушивания производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины. Во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С. Указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время, за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. На основании полученных данных выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине. По результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по аналитическому выражению. Производительность закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, тоже определяют по аналитическому выражению. 2 з.п. ф-лы. 1 пр.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области усиленной добычи для получения углеводородов.

Уровень техники

На данный момент используется широкий спектр различных технологий обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ) и повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), направленных на повышение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных отложений путем очистки порового пространства пластов от различных загрязнений, а также расширению самого порового пространства. Однако при этом не уделяется должное внимание вязкости нефти. Несмотря на то что накоплен достаточно большой опыт разработки залежей с высоковязкой нефтью, данный опыт не учитывает изменение вязкости в процессе разработки залежи.

Снижение температурного фона пласта оказывает наибольшее влияние на увеличение вязкости нефти при разработке нефтяного месторождения.

На температурный фон пласта оказывает прямое влияние эксплуатация нагнетательных скважин, в частности закачка в нагнетательную скважину текучей среды, температура которой значительно ниже начальной температуры пласта.

При определении оптимального периода работы нагнетательной скважины в уровне техники используют такие параметры, как распространенность коллектора, тип коллектора, объемы закачки текучей среды и объемы отбора, пластовое давление и др. При этом не уделяется внимание температурному фону пласта, а именно - охлаждению пласта во время эксплуатации нагнетательных скважин.

Было выявлено, что снижение температурного фона пласта на 1°C снижает дебит добывающей скважины на 7%.

Известен способ разработки нефтяной залежи (RU 2369731 С1, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/02, опубликовано 10.10.2009), который включает контроль в каждой нагнетательной и добывающей скважинах забойного давления, вычисление пластового давления вблизи скважин, определение фильтрационно-емкостных характеристик, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин, поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. Однако данный способ не рассматривает проблему повышения вязкости нефти при понижении температурного фона пласта, и не предлагает решения проблемы поддержания дебита скважины при снижении температуры пласта.

Известен способ разработки нефтяной скважины (патент RU 2072031, Е21В 43/20, 20.01.1997), включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины, при этом определяют фильтрационно-емкостные характеристики пластов, определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для пластов. Способ позволяет повысить дебит скважины и коэффициент нефтеизвлечения. Однако данный способ не учитывает снижение температурного фона пласта и не предлагает решения проблемы сопутствующего повышения вязкости нефти.

Сущность изобретения

Задачей изобретения является предоставление способа разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта.

Указанный способ обеспечивает стабильный дебит скважины посредством поддержания температурного фона пласта в процессе разработки нефтяного месторождения на уровне, который обеспечивает значения вязкости нефти в пластовых условиях в пределах, не допускающих снижение дебита добывающих скважин, а также указанный способ позволяет оптимизировать эксплуатацию нагнетательной скважины посредством снижения энергетических и трудозатрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

В одном аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, содержащий этапы, на которых:

а) выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины, причем указанная добывающая скважина находится во взаимосвязи с указанной нагнетательной скважиной,

б) определяют по методу гидропрослушивания производительность (Qопт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине,

в) определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины, при этом во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2 градуса Цельсия, при этом указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (Tt) восстановления температурного фона всего пласта,

г) определяют время (Tp), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину,

д) на основании данных, полученных на этапах б), в), г) выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью (Qопт) закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (Tp), определенное на этапе г) и не должен быть меньше времени (Tt) восстановления температурного фона всего пласта, определенного на этапе в).

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором при проведении гидропрослушивания в добывающую скважину по межтрубному пространству спускают манометр для определения забойного давления, при этом выбирают режим эксплуатации нагнетательной скважины с заданным объемом закачки текучей среды, обеспечивающим изменение забойного давления в добывающей скважине, причем фиксируют время начала реагирования добывающей скважины на закачку текучей среды в нагнетательную скважину.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором, по результатам проведенных исследований по методу гидропрослушивания, определяют гидропроводность по формуле:

где σ - гидропроводность, м3/Па×с;

Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па;

Q - расход жидкости, м3/с;

tн - время начала реагирования, с;

χ - пьезопроводность, м2/с;

R - расстояние между скважинами, м.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором определяют объем закачки (Qопт) текучей среды в нагнетательную скважину, необходимый для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине по формуле:

где Qopt - производительность закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного значения забойного давления, м3/с;

Δpopt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;

tн - время начала реагирования, с.

В другом аспекте изобретение раскрывает способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, в котором заданные периоды остановки нагнетательной скважины на этапе в) включают в себя 1, 5, 10 суток.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Выбирают пару скважин, состоящую из влияющей нагнетательной скважины №6614 и реагирующей добывающей скважины №6680, удаленной от нагнетательной скважины на 720 м.

Проводят исследование межскважинного пространства 6614-6680 методом гидропрослушивания. В межтрубное пространство добывающей скважины №6680 был спущен глубинный манометр на кровлю перфорированного пласта. В качестве источника сигнала использовалось возмущение, создаваемое нагнетательной скважиной №6614. Для этого был выбран следующий режим работы нагнетательной скважины №6614: 15 суток работы - 10 суток простоя. По результатам проведенного гидропрослушивания были получены данные о гидропроводности и пьезопроводности межскважинного интервала. Время начала реагирования, зафиксированного на добывающей скважине, составило 18 суток. Определяют по методу гидропрослушивания производительность (Qопт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине. Принимая во внимание аномально высокое значение забойного давления на добывающей скважине №6680 объем закачки (Qопт) составил вдвое меньше от текущих объемов - 22 м3/сут.

Стандартный комплекс геофизических исследований (с помощью глубинного дистанционного расходомера (РГД) и термометрии) показал, что температура на забое нагнетательной скважины №6614 восстанавливается за 10 суток на 3 градуса Цельсия (Tt).

Указанное время принимают за время (Tt) восстановления температурного фона всего пласта. Определяют время (Tp), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину. Время начала снижения забойного давления в добывающей скважине (Tp) после остановки нагнетательной скважины составило 14 суток.

На основании данных, полученных на вышеуказанных этапах выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с объемом (Qопт) закачки текучей среды, необходимым для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (Tp), определенное на этапе г), и не должен быть меньше времени (Tt) восстановления температурного фона всего пласта. Таким образом, производительность закачки (Qопт) текучей среды в нагнетательную скважину, необходимая для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, составляет 22 м3/сут, при этом время работы скважины составило 18 суток, время простоя нагнетательной скважины - 14 суток.

ПРИМЕРЫ

А) В качестве примера указывается теоретический расчет на основе взаимодействия добывающей скважины №901 и нагнетательной скважины №7216. Расстояние между забоями добывающей и нагнетательной скважинами составляет 200 м.

Б) Был произведен спуск глубинного манометра на глубину кровли пласта добывающей скважины №901 с целью проведения исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания и определения объем (Qопт) закачки текучей среды в нагнетательную скважину №7216, необходимый для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине №901.

При этом гидропроводность определяется по формуле:

где σ - гидропроводность, м3/Па×с;

Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па;

Q - расход жидкости, м3/с;

tн - время начала реагирования, с;

χ - пьезопроводность, м2/с;

R - расстояние между скважинами, м.

Согласно проведенным исследованиям межскважинного пространства 7216-901 изменение давления в скважине №901 составило 1050400 Па при расходе жидкости в нагнетательной скважине №7216 0,00528 м3/с. Пьезопроводность, с учетом времени реагирования 4233,6 с и расстояния между скважинами 200 м, составила 0,69161 м2/с. Таким образом, гидропроводность межскважинного интервала 7216-901 составила 2,127 мкм2×м/мПа×с.

Исходя из полученного значения гидропроводности, рассчитывается объем закачки, необходимый для достижения оптимального давления на участке, по формуле:

где Qopt - производительность закачки текучей среды, необходимая для достижения заданного значения забойного давления, м3/с;

Δpopt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;

tн - время начала реагирования, с.

Согласно расчетам, объем закачки, необходимый для поддержания давления на участке в оптимальном интервале, должен составлять не менее 0,001015 м3/с или 87,7 м3/сут.

В) Согласно анализу произведенных ранее геофизических работ (РГД, термометрия) было выявлено, что температура на забое нагнетательной скважины №7216 восстанавливается за 0,5 сут на 2 градуса Цельсия. Таким образом, время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (Tt) восстановления температурного фона всего пласта составляет 15 сут.

Г) Определено время (Tp), за которое давление в добывающей скважине №901 снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину №7216, которое составило 0,5 сут.

Д) На основании данных, полученных на этапах Б, В, Г выбран период эксплуатации нагнетательной скважины №7216 с объемом закачки текучей среды 153,2 м3/сут, необходимым для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине №901, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать 0,5 сут.

1. Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта, содержащий этапы, на которых:
а) выбирают по меньшей мере одну пару скважин, состоящую из нагнетательной и добывающей скважины, причем указанная добывающая скважина находится во взаимосвязи с указанной нагнетательной скважиной;
б) определяют по методу гидропрослушивания производительность (Qопт) закачки текучей среды в указанную нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине;
в) определяют время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины при заданных периодах остановки нагнетательной скважины, при этом во время остановки нагнетательной скважины фиксируют время, необходимое для восстановления температурного фона пласта в призабойной зоне нагнетательной скважины по меньшей мере на 2°С, при этом указанное время восстановления температурного фона пласта в области призабойной зоны нагнетательной скважины принимают за время (Tt) восстановления температурного фона всего пласта;
г) определяют время (Tp), за которое забойное давление в добывающей скважине снижается ниже заданного значения при остановке закачки текучей среды в нагнетательную скважину;
д) на основании данных, полученных на этапах б), в), г) выбирают период эксплуатации нагнетательной скважины с производительностью (Qопт) закачки текучей среды, необходимой для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, при этом период остановки нагнетательной скважины не должен превышать время (Tp), определенное на этапе г), не должен быть меньше времени (Tt) восстановления температурного фона всего пласта, определенного на этапе в), причем по результатам проведенных исследований определяют гидропроводность пласта по формуле
,
где σ - гидропроводность пласта, м3/Па×с;
Q - расход жидкости, м3/с;
R - расстояние между скважинами, м,
χ - пьезопроводность пласта, м2/сут;
tн - время начала реагирования, с;
Δp - изменение давления в добывающей скважине, Па,
при этом определяют производительность (Qопт) закачки текучей среды в нагнетательную скважину, необходимую для достижения заданного забойного давления в добывающей скважине, по формуле
,
где Qopt - расход жидкости, необходимый для достижения заданного значения забойного давления, м3/с;
Δpopt - изменение давления, необходимое для достижения заданного значения забойного давления в добывающей скважине, Па;
tн - время начала реагирования, с.

2. Способ по п 1, в котором при проведении гидропрослушивания в добывающую скважину по межтрубному пространству спускают манометр для определения забойного давления, при этом выбирают режим эксплуатации нагнетательной скважины с заданной производительностью закачки текучей среды, обеспечивающей изменение забойного давления в добывающей скважине, причем фиксируют время начала реагирования (tн) добывающей скважины на закачку текучей среды в нагнетательную скважину.

3. Способ по п. 1, в котором заданные периоды остановки нагнетательной скважины на этапе в) включают в себя 1, 5, 10 сут.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов при снижении трудоемкости разработки. Способ включает бурение скважин с проведением гидроразрыва в каждом стволе этих скважин, а также нагнетание вытесняющего агента непосредственно в область питания добывающей скважины. При этом на выбранном участке пласта устанавливают направления главных сжимающих горизонтальных напряжений в пласте. Бурят по меньшей мере две многозабойные скважины. Забои этих скважин располагают вдоль общей линии, направленной преимущественно в сторону минимальных сжимающих напряжений в пласте, с последовательным чередованием забоев. Эксплуатируют обе скважины как добывающие до истощения упругой энергии пластового флюида. После этого производят нагнетание вытесняющего агента через одну из скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки. По способу осуществляют закачку вытесняющего агента через скважину в пласт и отбор пластовой нефти из скважины. В зоне пласта, который выклинивается или замещается на не нефтенасыщенную породу, проводят вертикально скважину через нефтяной пласт, продолжают скважину под пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через пласт вертикально и в обратном направлении - снизу вверх. Построенную таким образом скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в местах пересечения скважины с пластом. Освоение скважины осуществляют последовательно. На первом этапе осваивают отдаленную зону, а затем - ближнюю зону первого пересечения скважиной нефтяного пласта. Комплектуют скважину двумя колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ. Первую НКТ доводят до подошвы пласта в зоне второго - отдаленного пересечения скважины с пластом и пакеруют в обсадной колонне ниже пласта. Вторую колонну НКТ комплектуют глубинным насосом. Спускают этот насос в скважину на необходимую глубину над пластом в зоне его первого пересечения. Разработку пласта ведут закачкой в пласт вытесняющего агента, в частности воды, через первую колонну НКТ, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны НКТ. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. По способу для определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину. Останавливают закачку воды в скважину. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину. При этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. После второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины. Определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированной на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды. 2 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти при уменьшении фонда скважин. По способу предусматривают бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин по одной из известных проектных сеток с узлами в месте пересечений линий сетки для размещения скважин. Добычу продукции предусматривают из добывающих скважин при нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом выбирают редкую сетку скважин. В залежах с высокой зональной неоднородностью определяют зоны с пониженным на 20% от начального пластового давления залежи нефти до давления насыщения. По результатам бурения выявляют коллектор, не имеющий площадного распространения. По результатам гидродинамических исследований строят карту изобар, на которой выявляют области повышенных и пониженных пластовых давлений. Бурят многозабойные горизонтальные скважины в зонах с пониженным пластовым давлением из вертикальных скважин с разводом забоев на 70-180°. В зонах с повышенным пластовым давлением в направлении контура нефтеносности бурят наклонно-направленные и/или горизонтальные скважины малого диаметра, исходя из технических возможностей бурения. Бурят однозабойные или многозабойные горизонтальные добывающие скважины из выбранных узлов проектной сетки. При этом в близлежащие от устья многозабойной скважины узлы проектной сетки направляют забои многозабойной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. В нагнетательные скважины закачивают рабочий агент а из добывающих скважин отбирают продукцию. После обводнения добывающих скважин осуществляют бурение из их основных стволов боковых горизонтальных ответвлений. Определяют обводнившиеся пропластки и влияющую нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения. Боковой горизонтальный ствол в данном пропластке размещают в противоположную сторону относительно нагнетательной скважины под углом не менее 120° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и нагнетательной скважинами, а в других пропластках - в сторону нагнетательной скважины под углом 20-80° к указанной условной прямой. В каждый ствол устанавливают не более трех пакеров. В обводнившемся пропластке первый пакер размещают, считая от «пятки» горизонтального ствола, на расстоянии 50-300 м, а в остальных пропластках - на расстоянии 50-300 м, считая от «носка» горизонтального ствола. Второй и третий пакеры в каждом стволе размещают на равном расстоянии друг от друга. При продвижении фронта вытеснения продукции к добывающим скважинам при закачке рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют последовательное отключение обводнившихся участков стволов добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, снижение водопритока к добывающим скважинам и увеличение коэффициентов охвата пластов и нефтеизвлечения. По способу осуществляют бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. После совместной разработки всех нефтенасыщенных пропластков основным вертикальным стволом до обводнения скважины не менее чем на 95% из вертикального ствола добывающей скважины в каждый пропласток бурят БГС под углом не менее 20° в горизонтальной плоскости к условной прямой, проведенной между добывающей и ближайшей нагнетательной скважинами. В нагнетательной скважине, являющейся причиной обводнения добывающей скважины с БГС, в пропласток с наибольшим темпом обводнения, зафиксированном во время эксплуатации основного вертикального ствола добывающей скважины, закачивают воду. Воду закачивают с минерализацией не более 5 г/л для породы, содержащей мелкодисперсные глинистые частицы, способные к миграции под действием низко минерализованной воды, либо закачивают воду с минерализацией не менее 300 г/л для породы, не содержащей глинистых частиц. В пропласток с наименьшим темпом обводнения закачивают щелочную воду с pH не менее 9 д.ед. Закачку рабочих агентов прекращают при достижении разницы в обводненности стволов относительно друг друга на 20% и менее. После этого переходят на закачку сточной или пластовой воды. Для нагнетания рабочих агентов используют оборудование для одновременно-раздельной закачки. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к способам стимуляции пласта и его призабойной зоны для повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу определяют объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, радиус обрабатываемой зоны пласта и коэффициент пористости пласта, перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков на основании предварительно проведенных геофизических и гидродинамических исследований. Определяют первый расчетный объем поверхностно-активного вещества для первой закачиваемой жидкости. Первой закачиваемой жидкостью обеспечивают оторочку, промывающую коллектор при последующей закачке второй закачиваемой жидкости. Первый расчетный объем определяют согласно аналитическому выражению, учитывающему первый расчетный объем поверхностно-активного вещества, объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, коэффициент пористости пласта, радиус обрабатываемой зоны и перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков. Обеспечивают подачу первой закачиваемой жидкости в скважину. Обеспечивают дозированную подачу второго расчетного объема поверхностно-активного вещества для второй закачиваемой в скважину жидкости в течение заданного времени. При этом суточный объем дозы второго расчетного объема поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды и заданное время составляет от 1 до 5 суток. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. По способу осуществляют выделение на залежи участков с различной проницаемостью. Выделяют границу между участками с низкой и средней проницаемостью. Вовлекают в разработку застойную часть залежи вдоль выделенной границы. Для этого анализируют историю разработки данного участка залежи и определяют объем рабочего агента, закачанного в каждую из нагнетательных скважин на текущий момент, исходя из отбора нефти добывающей скважиной на участке средней проницаемости. С учетом компенсации отбора закачкой рабочего агента определяют застойную часть залежи - зону неохваченных запасов нефти вблизи выделенной границы для уплотнения сетки скважин. Уплотнение сетки скважин выполняют бурением дополнительной добывающей скважины на участке средней проницаемости вблизи границы между участками с низкой и средней проницаемостью в интервале между соседними нагнетательными скважинами. При бурении дополнительной добывающей скважины отмечают факторы, приводящие к фонтанированию, - пластовое давление и газовый фактор. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды. По способу замеряют приемистость нагнетательной скважины. Подают продукцию одной или более добывающих скважин в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Замеряют количество сырой нефти и газа, а также обводненность сырой нефти, плотность нефти и воды, поступающих в скважину или шурф для предварительного сброса воды. Делят скважинную продукцию на частично обезвоженную нефть, газ и воду. Направляют частично обезвоженную нефть и газ в сборный коллектор. Подают сброшенную воду в нагнетательную скважину. Определяют совместимость сброшенной воды с водой пласта. При совместимости вод нагнетательную скважину оснащают устройством для создания давления воды, достаточного для закачки воды в пласт, выполненного с возможностью изменения подачи и, в том числе, минимальной подачи. Определяют соответствие качества сброшенной воды геологическим условиям пласта. При неудовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в сборный коллектор. При удовлетворительном качестве сброшенной воды ее направляют в нагнетательную скважину. Замеряют количество поступающей в нагнетательную скважину сброшенной воды. Затем с выбранным постоянным или переменным шагом производят увеличение подачи устройства для создания давления воды. Увеличение подачи воды производят до тех пор, пока качество сброшенной воды удовлетворяет геологическим условиям пласта. При этом, когда из скважины или шурфа для предварительного сброса воды частично обезвоженная сырая нефть с газом поступает в сборный коллектор, то на входе в скважину или шурф повышают давление поступающей скважинной продукции по меньшей мере на величину потерь давления при сепарации, и/или повышают количество сбрасываемой воды, и/или пропускают через скважину или шурф всю скважинную продукцию, проходящую по сборному коллектору. Повышение давления обеспечивают таким образом, что всю частично обезвоженную нефть с газом направляют в сборный коллектор. При этом исключают возможность попадания нефти в трубопровод отвода воды. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх