Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами



Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами

Владельцы патента RU 2605860:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение горизонтальных скважин. Горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют. По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин. По картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры. Этим разбивают горизонтальные стволы на участки. Длину каждого участка задают не менее 10 м. Разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки. После выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости. При перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости. В каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров. Процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. Согласно изобретению при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ №2544204, кл. E21B 43/16, опубл. 10.03.2015).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами и отбор продукции скважины из каждого участка. Согласно известному способу при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов (патент РФ №2540720, кл. E21B 43/16, опубл. 10.02.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является интерференция при работе нескольких насосов, установленных на одном горизонтальном стволе. Если один из участков ствола обводняется, то соседние участки после этого обводняются достаточно быстро, т.к. начинают подтягивать воду в призабойной зоне, что приводит к невысокой нефтеотдаче. Также в известных способах не предусмотрена система поддержания пластового давления (ППД).

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающем бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов на участки, спуск насосов в центральную часть участков, отбор продукции скважин, согласно изобретению горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м, добывающие и нагнетательные скважины чередуют, по данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин, по картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости, в местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры, тем самым разбивая горизонтальные стволы на участки, длину каждого участка задают не менее 10 м, разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки, после выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости, при перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости, в каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров, процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу неоднородной по проницаемости терригенной или карбонатной нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что последовательная выработка эффективнее совместной, даже несмотря на разделение пакерами. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтальных скважин и выделением участков вдоль горизонтальных стволов. Обозначения: 1, 2 - добывающие скважины, 3 - нагнетательная скважина, 4 - пакер, 5, 8, 11 - участки в зоне I с максимальной проницаемостью kI, 6, 9, 12 - участки в зоне II с проницаемостью kII, 7, 10, 13 - участки в зоне III с минимальной проницаемостью kIII, 14, 15, 16 - насосы соответственно скважин 1, 2, 3, А - нефтяная залежь, I, II, III - зоны пласта с различной проницаемостью, kI=kmax, kII, kIII=kmin - проницаемости соответственно зон I, II, III залежи А.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную залежь А, представленную терригенным или карбонатным типом коллектора, разбуривают горизонтальными скважинами, например тремя: добывающими 1, 2 и нагнетательной 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 1-3 размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м. Добывающие и нагнетательные скважины чередуют: для системы из трех скважин горизонтальный ствол нагнетательной скважины 3 размещают между горизонтальными стволами добывающих скважин 1 и 2.

По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин 1-3. По картам выделяют зоны I, II, III, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости kn. Пусть, например, kI>kII>kIII. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры 4, тем самым разбивая горизонтальные стволы скважин 1-3 на участки 5-13. Длину каждого участка 5-13 задают не менее 10 м.

Разработку начинают спуском насосов 14, 15, 16 в горизонтальные стволы добывающих 1, 2 и нагнетательных 3 скважин в наиболее проницаемые участки - 5, 11, 8 соответственно. Насосы 14-16 размещают в центральной части участков. Насосы 14-16 могут быть как электроцентробежными, винтовыми, так и штангово-глубинными.

После выработки коллектора напротив одного из участков, например 5, в добывающей скважине 1 насос 14 перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок 6, следующий по уменьшению проницаемости. Через определенное время разработки вырабатывается участок 11 добывающей скважины 2. Насос 15 перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок 12, также следующий по уменьшению проницаемости. Таким образом, насосы 14 и 15 добывающих скважин 1 и 2 соответственно перемещают на следующий по проницаемости участок. Вслед за этим перемещают также насос 16 в нагнетательной скважине 3 на следующий участок 9 также по уменьшению проницаемости.

В каждой скважине 1, 2 и 3 при работе одного из участков в горизонтальном стволе, например 5, 8 и 11, остальные участки 6, 7, 9, 10, 12 и 13 отключают посредством вышеуказанных пакеров 4.

Процедуру перемещения насосов 14, 15 и 16 в менее проницаемые участки сначала зоны II, потом зоны III повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.

Расчеты показали, что если горизонтальные стволы скважин размещают под углом более 30° друг к другу в горизонтальной плоскости, то это снижает охват и соответственно нефтеотдачу. Расстояние между горизонтальными стволами в горизонтальной плоскости менее 50 м приводит к быстрому обводнению скважин для большинства коллекторов, тогда как более 500 м - снижает эффективность ППД. Согласно исследованиям выделение зон коллектора при их отличии друг от друга по проницаемости менее чем в 1,5 раза не приводит к повышению нефтеотдачи за счет предлагаемых отличительных признаков способа, т.к. коллектор оказывается практически однородным. Также если длина участков составляет менее 10 м, то технически довольно сложно установить фильтры и насос между пакерами 4.

Приведенная схема последовательной выработки сначала наиболее проницаемых зон, затем менее и менее проницаемых позволяет согласно исследованиям значительно увеличить охват. Происходит это в связи с постоянным перенаправлением линий тока от нагнетательной скважины к добывающим и, в результате, значительно меньшее количество защемленной нефти остается в коллекторе.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи А.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяную залежь А, представленную карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной разбуривают тремя горизонтальными скважинами - добывающими 1, 2 и нагнетательной 3 (фиг. 1). Кровля продуктивного пласта залегает на глубине 1050 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10 м, вязкость нефти - 210 мПа·с. Горизонтальные стволы скважин 1-3 длинами по 250 м размещают параллельно друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50 м. Нагнетательную скважину 3 размещают между горизонтальными стволами добывающих скважин 1 и 2. Диаметр обсадной колонны скважин 1-3 составляет 168 мм.

По данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин 1-3. По картам выделяют зоны I, II, III с соответствующими проницаемостями коллектора kI=60 мД, kII=40 мД, kIII=20 мД. В местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны κ другой устанавливают пакеры 4, тем самым разбивая горизонтальные стволы скважин 1-3 на участки 5-13. Длина участков 5-13 составляет 70-90 м.

Разработку начинают спуском на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 2,75 дюйма насосов 14, 15, 16 в горизонтальные стволы добывающих 1, 2 и нагнетательной 3 скважин первоначально в наиболее проницаемые участки - 5, 11,8 соответственно. Насосы 14, 15 выбирают типоразмера 2СП-70/45 (штанговые дифференциальные), насос 16 - типоразмера 2СП-70/24. Насосы 14-16 размещают в центральной части участков.

После 6 лет разработки закачкой сточной воды в нагнетательную скважину 3 и отбора жидкости из добывающих скважин 1 и 2 вырабатывается участок 5. В добывающей скважине 1 насос 14 перемещают и устанавливают в участок 6, следующий по уменьшению проницаемости. Еще через 4 года разработки вырабатывается участок 11 добывающей скважины 2. Насос 15 перемещают и устанавливают в участок 12, также следующий по уменьшению проницаемости. Вслед за этим перемещают также насос 16 в нагнетательной скважине 3 в участок 9, аналогично по уменьшению проницаемости.

В каждой скважине 1, 2 и 3 при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные отключают посредством пакеров 4.

Процедуру перемещения насосов 14, 15 и 16 в менее проницаемые участки сначала зоны II, потом зоны III повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей. Схема последовательности и периода разработки участков залежи А приведена в таблице 1. Общий период разработки залежи А составил 26 лет. Разработку вели до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Залежь представлена терригенным коллектором, отличается геолого-физическими характеристиками и размерами, содержит маловязкую нефть. Бурят 5 горизонтальных скважин под углами 15-30° друг к другу в горизонтальной плоскости (3 добывающие, между которыми размещают по одной нагнетательной) длинами по 1000 м и расстоянием друг от друга 500 м. Выделяют 6 зон с различной проницаемостью и по 4-6 участка вдоль горизонтальных стволов. Длины участков составляют 10-200 м.

В результате по разработке, которую ограничили обводнением залежи до 98%, было добыто 94,6 тыс. т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) залежи составил 0,349 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 84,3 тыс. т нефти, КИН составил 0,311 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН, обеспечить равномерность выработки запасов нефти неоднородной по проницаемости залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных залежей.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, разделение горизонтальных стволов на участки, спуск насосов в центральную часть участков, отбор продукции скважин, отличающийся тем, что горизонтальные стволы размещают под углом 0-30° друг к другу в горизонтальной плоскости на расстоянии 50-500 м, добывающие и нагнетательные скважины чередуют, по данным бурения строят карту распределения проницаемости коллектора в районе дренирования горизонтальных скважин, по картам выделяют зоны, отличающиеся друг от друга более чем в 1,5 раза по проницаемости, в местах пересечения горизонтальными стволами перехода от одной зоны к другой устанавливают пакеры, тем самым разбивая горизонтальные стволы на участки, длину каждого участка задают не менее 10 м, разработку начинают спуском насосов в горизонтальные стволы добывающих и нагнетательных скважин в наиболее проницаемые участки, после выработки коллектора напротив одного из участков в одной из добывающих скважин насос данной скважины перемещают и устанавливают в горизонтальном стволе в участок, следующий по уменьшению проницаемости, при перемещении всех насосов добывающих скважин на следующий по проницаемости участок перемещают также насос в нагнетательных скважинах на следующий участок также по уменьшению проницаемости, в каждой скважине при работе одного из участков в горизонтальном стволе остальные участки того же горизонтального ствола отключают посредством вышеуказанных пакеров, процедуру перемещения насосов в менее проницаемые участки повторяют, осуществляя последовательную выработку всей залежи от большей проницаемости к меньшей.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

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.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового. Технический результат - повышение эффективности извлечения продукции скважин. По способу отбирают пробы нефти и/или газа. Определяют компонентный состав отобранных проб и значение критического давления, при котором происходит испарение нефти в газ. Затем для рассматриваемой залежи создают трехмерную геологическую и многокомпонентную фильтрационную модель продуктивного пласта. На основе ее размещают добывающие и газо-нагнетательные скважины. Проводку их осуществляют в зависимости от водонефтяного контакта и газонефтяного контакта. При этом нефтяную оторочку между уровнями водонефтяного и газонефтяного контактов разбуривают нагнетательными скважинами. В них закачивают сухой газ. Закачивание сухого газа осуществляют с забойным давлением, превышающим критическое давление испарения нефти, определенное по результатам эксперимента. Газонасыщенную зону выше уровня газонефтяного контакта разбуривают добывающими скважинами. Через них добывают испаренную нефть совместно с газом и конденсатом. 4 пр., 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин. Технический результат - повышение отдачи продуктивного пласта в целом и на участках горизонтального ствола скважины за счет оптимизации волнового воздействия. По способу размещают в обсадной колонне гидравлически связанные с устьем скважины через верхнее препятствие-отражатель колонны двух насосно-компрессорных труб - НКТ разной длины. Одна колонна из этих НКТ заканчивается на входе в горизонтальный участок скважины. Другая колонна НКТ заканчивается вблизи днища обсадной колонны. Это днище является выходным препятствием-отражателем, образующим с верхним препятствием объем, внутри которого находится столб жидкости рабочего агента. Создают однородное волновое поле на горизонтальном участке обсадной колонны в жидкости путем установки на концах НКТ в обсадной колонне генераторов колебаний. Увеличивают амплитуду колебаний. Осуществляют контроль колебаний с записью колебаний, поступающих по кабелю от скважинного шумомера к наземному регистрирующему блоку. Совпадение фаз колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны скважины обеспечивают после запуска скважины на рабочем режиме добычи углеводородов изменением первоначально выбранной частоты колебаний давления на выходе генераторов путем автоматического или ручного изменения расходов рабочего агента через генераторы при условии равенства расходов на установившихся режимах. Исходные длины НКТ, перед спуском их в скважину, подбирают расчетом по аналитическим выражениям при условии совпадения фаз колебаний и равенстве амплитуд колебаний на горизонтальном участке обсадной колонны для выбранной частоты воздействия на пласт. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов. Технический результат заключается в повышении надежности стыков изолированных проводников во время изготовления, сборки и/или их установки. Способ включает в себя соединение сердцевины нагревательного участка с сердцевиной в перекрывающей породе изолированного проводника. Диаметр сердцевины нагревательного участка меньше, чем диаметр сердцевины участка в перекрывающей породе. Первый изоляционный слой размещают на сердцевине нагревательного участка так, что, по меньшей мере, часть концевого участка сердцевины нагревательного участка остается открытой. Второй изоляционный слой размещают на сердцевине участка в перекрывающей породе так, что второй изоляционный слой проходит по открытому участку сердцевины нагревательного участка. Толщина второго изоляционного слоя меньше, чем толщина первого изоляционного слоя, а внешний диаметр участка в перекрывающей породе по существу равен внешнему диаметру нагревательного участка. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины. После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. В способе генерирования волн давления на забое скважины устанавливают на нижнем конце насосно-компрессорной трубы (НКТ) струйный генератор Гельмгольца (СГГ), представляющий собой колебательную систему, возбуждаемую струёй протекающей через неё жидкости и состоящую из струйного генератора, расположенного внутри камеры объёмного резонатора. При этом генерируют струйным генератором первичные колебания давления определённой частоты в струе жидкости и возбуждают ими колебательную систему. Усиливают первичные колебания давления в камере объёмного резонатора, частоту собственных колебаний которого настраивают в резонанс с частотой генерации первичных колебаний давления. Создают волны давления на забое скважины. При этом устанавливают за камерой объёмного резонатора ещё одну камеру с отверстием и формируют, таким образом, колебательную систему, имеющую три частоты собственных колебаний, не соответствующих частотам собственных колебаний её отдельных элементов. Настраивают частоту генерации первичных колебаний давления на высшую частоту собственных колебаний колебательной системы. При этом возбуждают колебательную систему на всех остальных собственных частотах и генерируют колебания давления на низшей частоте собственных колебаний. Техническим результатом является повышение эффективности генерирования низкочастотных колебаний на забое скважины высоскоростной струей. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче углеводородов, а именно к разработке нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. Технический результат – повышение эффективности способа эксплуатации за счет своевременности ввода необходимых методов увеличения нефтеотдачи. Способ включает начальный период эксплуатации и завершающий период эксплуатации, на котором применяют методы увеличения нефтеотдачи – МУН. По способу предусматривают определение критерия начала ввода МУН. Для этого строят графические зависимости отношений объема начальных извлекаемых запасов нефти, расположенных в пределах радиуса питания конкретной эксплуатационной скважины, к расчетной величине накопленной добычи нефти этой скважины в зависимости от времени эксплуатации - эталонный график, далее - к прогнозной величине накопленной добычи нефти, затем - к величине фактической накопленной добычи этой скважины. После этого совмещают полученные графики. Во время эксплуатации скважины устанавливают момент времени начала расхождения графиков эталонного и фактического изменения отношений объема начальных извлекаемых запасов. Это расхождение графиков определяют как момент для введения соответствующего МУН по воздействию на призабойную зону пласта для восстановления продуктивности выбранной скважины. При этом основанием для очередного введения МУН выбирают последующие расхождения графиков эталонного и фактического изменения указанных отношений во времени. 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов. Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов включает бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин. Выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД. Все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием. В горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход смеси при давлении закачки Pзак = (0,5-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. В качестве рабочего агента используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. Во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора. 3 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских отложений. Способ разработки нефтематеринских отложений включает выбор месторождения, нефтематеринские отложения которого имеют среднюю абсолютную проницаемость менее 2 мД. Скважины используют уже пробуренные, либо бурят новые. Все скважины выполняют добывающими. Скважину переводят под закачку рабочего агента после выполнения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление. В качестве рабочего агента используют углекислый газ – СО2, закачку которого ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,8-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут., после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах месторождения. 6 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Технический результат - интенсификация добычи нефти. По способу предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти. После этого осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину. Затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины. Далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности. Достижение этого показателя устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него. Вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи. 3 ил., 3 табл.,1 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-12-27 2016-12-27T11:49:11
Наверх