Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах. По способу осуществляют разбуривание нефтяной части в подгазовой зоне с использованием горизонтальных скважин. Вначале осуществляют бурение необсаженного первого ствола на границе газонефтяного контакта, соответствующего по расположению и длине предполагаемому основному добывающему стволу. Закачивают воду с образованием водяного экрана с возможностью его взаимодействия с газовой шапкой для образования гидратов метана. Ликвидируют первый ствол после окончания закачки воды путем установки цементного моста. Осуществляют последующее бурение основного ствола добывающей скважины под первым стволом ближе к подошве залежи либо к водонефтяному контакту. Эксплуатируют скважину с забойным давлением, соответствующим минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов. 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Сущность изобретения заключается в разработке нефтегазоконденсатных залежей, осуществляющейся с применением горизонтальных скважин. При бурении горизонтальных скважин вначале бурится необсаженный ствол в зону газонефтяного контакта, после чего проводится закачка воды. Пластовые условия должны соответствовать условиям гидратообразования для газа, содержащегося в газовой шапке. Закачка воды приведет к созданию гидратного экрана. После этого необсаженный ствол ликвидируется и бурится основной ствол в нефтяную зону. Работа основного ствола должна осуществляться при забойном давлении выше давления распада гидратов.

Известен способ разработки [Способ разработки нефтегазовых залежей, патент №2027848, опубликован 27.01.1995], при котором один из горизонтальных стволов скважины бурится вблизи газонефтяного контакта, далее с помощью него в пласт начинается закачка гелеобразующего состава с переходом на закачку воды по затрубному пространству. Также из этой скважины бурится горизонтальный ствол, по которому ведется отбор жидкости посредством насосно-компрессорных труб.

Недостатком данного способа является сложность одновременно-раздельной эксплуатации скважины, в результате чего может уменьшиться межремонтный период скважины, а также близость фронта нагнетания и фронта отбора, что может привести к преждевременному обводнению скважины. Помимо этого экран из гелеобразующего состава со временем разрушается, а также не может в полной степени предотвратить прорыв газа из газовой шапки, в то время как гидратный экран непроницаем для газа.

Известен способ разработки [Способ разработки нефтегазовой залежи, патент №2390626, опубликован 27.05.2010], при котором на границе газонефтяного контакта проводится закачка воды с целью разобщения газовой шапки и нефтяной части, при этом при закачке воды постепенно снижают ее минерализацию, что приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости в зоне закачки.

Недостатками данного способа являются необходимость бурения нагнетательного фонда скважин и проведения исследований по зависимости набухаемости глин от минерализации закачиваемой воды. Также при таком подходе возможно поступление закачиваемой воды к добывающим скважинам, что может снизить проницаемость в зоне дренирования добывающих скважин. Данный способ не позволяет полностью исключить прорыв газа через экран, поскольку проницаемость снижается не более чем в пять раз.

Преимуществом предлагаемого решения является то, что образуется непроницаемый для газа гидратный экран в зоне наименьших давлений, что может полностью предотвратить продвижение газа газовой шапки в нефтенасыщенную зону и избежать конусообразование.

Разработка нефтяных частей пластов в зонах контакта с газовой шапкой является сложной задачей, поскольку при эксплуатации нефтяных скважин необходимо создавать высокие депрессии. Вблизи добывающих скважин образуются зоны пониженных давлений, что приводит к образованию конусов газа. При достижении газового фактора 3000-5000 м3/т дальнейшая механизированная эксплуатация становится невозможной. Для предотвращения прорыва газа применяется барьерное заводнение, а также создание локальных экранов между нефтяной и газовой частью пласта. Для создания экранов и барьеров используются либо специальные нагнетательные скважины, либо временная закачка осуществляется через добывающие скважины.

Для осуществления данного способа разработки коллектор должен соответствовать определенным условиям. Соотношение давления и температуры должно находится в зоне гидратообразования для метана, поскольку метан является наиболее распространенным углеводородным газом. Таким условиям соответствует ряд месторождений Восточной Сибири.

Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтегазоконденсатных месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что создается гидратный барьер на границе газонефтяного контакта при условии выполнения условий гидратообразования. Гидратный барьер является непроницаемым для газа, что позволяет избежать конусообразования.

Изобретение сопровождается чертежами.

На фиг. 1 изображено: 1 - газовая часть пласта, 2 - нефтяная часть пласта, 3 - вспомогательный горизонтальный ствол, 4 - основной горизонтальный ствол, 5 - гидратный барьер.

На фиг. 2 изображено: 1 - газовая часть пласта, 2 - нефтяная часть пласта, 3 - вспомогательный горизонтальный ствол, 4 - основной горизонтальный ствол, 5 - гидратный барьер.

Способ разработки нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется следующим образом: нефтяная часть залежи 2, находящаяся в подгазовой зоне разбуривается с использованием горизонтальных скважин. Система разработки и расположение скважин определяется, исходя из геолого-физических особенностей пласта и флюида. При бурении скважины вначале бурится горизонтальный участок 3 на границе газонефтяного контакта, соответствующий по расположению и длине предполагаемому добывающему стволу. Первый ствол является необсаженным. Посредством него на границу газонефтяного контакта закачивается вода, причем закачка ведется до тех пор, пока приемистость не снизится более чем в десять раз. Снижение приемистости будет свидетельствовать о начале гидратообразования в пласте. В результате закачки в пласте образуется водяной экран 5 эллипсовидной формы, в дальнейшем при взаимодействии с газовой шапкой происходит образование гидратов. Сформировавшиеся гидраты непроницаемы как для нефти, так и для газа. После окончания закачки первый ствол ликвидируется путем установки цементного моста. Затем бурится основной ствол добывающей скважины 4 непосредственно под стволом 3, но ближе к подошве коллектора либо к водонефтяному контакту. Данный горизонтальный ствол заканчивается спуском щелевого хвостовика. После этого добывающая скважина начинает эксплуатироваться с забойным давлением, которое соответствует минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре. В результате этого гидратный экран будет сохраняться, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов.

Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений, включающий разбуривание нефтяной части в подгазовой зоне с использованием горизонтальных скважин, бурение в скважинах вначале необсаженного первого ствола на границе газонефтяного контакта, соответствующего по расположению и длине предполагаемому основному добывающему стволу, закачку воды с образованием водяного экрана с возможностью его взаимодействия с газовой шапкой для образования гидратов метана, ликвидацию первого ствола после окончания закачки воды путем установки цементного моста, последующее бурение основного ствола добывающей скважины под первым стволом ближе к подошве залежи либо к водонефтяному контакту, эксплуатацию скважины с забойным давлением, соответствующим минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9).

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.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности для интенсификации притока нефти. Способ включает доставку и размещение в горизонтальном окончании скважины устройства, оснащенного накопительным блоком электроэнергии, излучателем с двумя электродами, которые замыкаются по команде оператора калиброванной металлической проволокой, что приводит к ее взрыву и образованию направленной, точечной ударной волны высокого давления, распространяющейся радиально от заданных точек горизонтального ствола скважины с целью увеличения проницаемости призабойной зоны рабочих участков горизонтального ствола.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах. По способу осуществляют разбуривание нефтяной части в подгазовой зоне с использованием горизонтальных скважин. Вначале осуществляют бурение необсаженного первого ствола на границе газонефтяного контакта, соответствующего по расположению и длине предполагаемому основному добывающему стволу. Закачивают воду с образованием водяного экрана с возможностью его взаимодействия с газовой шапкой для образования гидратов метана. Ликвидируют первый ствол после окончания закачки воды путем установки цементного моста. Осуществляют последующее бурение основного ствола добывающей скважины под первым стволом ближе к подошве залежи либо к водонефтяному контакту. Эксплуатируют скважину с забойным давлением, соответствующим минимальному давлению области гидратообразования при заданной пластовой температуре, пока не возникнет необходимость снижения давления ниже давления распада гидратов. 2 ил.

Наверх