Способ разработки многопластовой залежи нефти



Способ разработки многопластовой залежи нефти
Способ разработки многопластовой залежи нефти
Способ разработки многопластовой залежи нефти

 


Владельцы патента RU 2613669:

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

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины. Определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи. Нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Технический результат заключается в увеличении полноты выработки запасов. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.

Известен способ разработки залежи нефти массивного типа с послойной неоднородностью (патент RU №2439298, МПК Е21В 43/16, опубл. бюл. №1 от 10.01.2012 г.), включающий разработку вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, построенных по сетке скважин, строительство дополнительных пологонаправленных стволов, закачку агента в добывающие скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Пологонаклонные стволы бурят из дополнительных нагнетательных и добывающих скважин диаметром долота 144 мм с поверхности с уплотнением сетки до 1-4 га/скв., причем пологонаправленные стволы бурят поперек трещиноватости пласта длиной, равной 2-3 толщинам пласта, с последующей обсадкой стволов и вторичным вскрытием продуктивного пласта, после чего перед запуском дополнительных скважин в работу в обводнившихся пропластках пласта производят из их пологонаправленных стволов водоизоляционные работы, а в нефтеносных - кислотную обработку.

Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин и проведение химической обработки, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них и вынужденных простоев на обработку скважин химическими реагентами.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи нефти с послойной неоднородностью (патент RU №2443855, МПК Е21В 43/20, 43/14, опубл. бюл. №6 от 27.02.2012 г.), включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин, определение границ зон с различной проницаемостью, установку пакера в скважинах на границе зон, закачку вытесняющей жидкости в каждую зону через нагнетательные скважины и добычу продукции пласта из каждой зоны через нагнетательные скважины. Определяют толщину эффективной нефтенасыщенности для залежи, сетку скважин уплотняют дополнительными скважинами до 1-4 га/скв., причем дополнительные скважины бурят наклонно длиной в залежи, равной 2-3 толщинам эффективной нефтенасыщенности, в добывающие скважины вместе с пакером спускают установки для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), а в нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), выше или ниже границы зон с различной проницаемостью в зоне залежи с более низкой проницаемостью проводят кислотную обработку, закачку жидкости через нагнетательные скважины проводят выше и ниже границы зон с различной проницаемостью с использованием установок для ОРЗ, а добычу через добывающие скважины с использованием установок для ОРЭ.

Недостатками данного способа являются большие затраты на строительство дополнительных скважин, использование дорогостоящего оборудования для ОРЭ - закачки вытесняющего агента и добычи нефти и обслуживание этого оборудования, снижение эффективности вытеснения и добычи нефти (относительно низкий коэффициент извлечения нефти - КИН) из-за простоев на обслуживание оборудования для ОРЭ и строительства скважин без учета проницаемости пластов и пропластков и неравномерности профиля вытеснения в них.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности выработки (повышение КИН) участков залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снижение времени простоев скважин, затрат на скважинное оборудование и его обслуживание.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение профилей приемистости низкопроницаемых пропластков, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит соответственно к более высокому значению КИН из всей залежи.

Технические задачи решаются способом разработки многопластовой залежи нефти, включающим бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

В ходе исследования залежи 1 (фиг. 1) определяют при помощи геофизических исследований и разведывательных скважин (не показаны на фиг. 1) участки многопластовой залежи 1 с пропластками 2 (фиг. 2 и 3) и 3, совпадающими в структурном плане, где соответствующие пластовые давления P1 и Р2 каждого пропластка 2 и 3 исключают гидродинамическую связь между ними при сообщении, т.е. давление между ними соответствует формуле:

Р1≈P2+ρgh,

где Р1 - давление в верхнем пропластке, МПа;

Р2 - давление в нижнем пропластке, МПа;

ρ - плотность скважинной жидкости, кг/м3;

g≈9,81 - ускорение свободного падения, м/с2;

h - расстояние между пропластками в вертикальной проекции, м.

Производят строительство вертикальных нагнетательных скважин 4 (фиг. 1) в центральной части участка залежи 1. Определяют соответствующую проницаемость Kпр1 (фиг. 2 и 3) и Kпр2 каждого пропластка 2 и 3, после чего производят строительство добывающих скважин 5 (фиг. 1) по периметру участка залежи 1 (внутреннему контуру нефтеносности). Добывающие скважины 5 (фиг. 2 и 3) бурят наклонно от вертикали 6, при этом угол наклона α от вертикали 6 в проекции плоскости, соединяющей нагнетательную скважину 5 и соответствующую добывающую скважину 4 (фиг. 2 и 3), располагается в зависимости от разности проницаемости Кпр1 пропластка 2 и проницаемости Кпр2 пропластка 3, т.е. чем выше эта разность, тем больше угол наклона α для обеспечения равномерного профиля приемистости (близкого к параллельному относительно добывающих скважин - на фиг. 2 и 3 не показан).

В том случае, когда верхний пропласток 4 (фиг.2) имеет меньшую проницаемость Kпр1, а нижний пропласток 5 имеет большую проницаемость Kпр2, т.е. Kпр1<Kпр2, добывающая скважина 5 (фиг. 1 и 2) строится с удалением по мере углубления от вертикальных нагнетательных скважин 4.

В том случае, когда верхний пропласток 4 (фиг. 3) имеет большую проницаемость Kпр1, а нижний пропласток 5 имеет меньшую проницаемость Kпр2, т.е. Kпр1>Kпр2, добывающая скважина 5 строится с приближением по мере углубления к вертикальным нагнетательным скважинам 4.

После чего осуществляют закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через нагнетательные скважины 4 (фиг. 1) и добычу продукции залежи 1 из каждого пропластка 2 (фиг. 2 и 3) и 3 через добывающие скважины 5 (фиг. 1), обеспечивая равномерный профиль приемистости по всем пропласткам 2 (фиг. 2 и 3) и 3.

Благодаря использованию предлагаемого способа время простоя скважин на обслуживание и ремонт скважинного оборудования снизилось на 12-17%, затраты на химические реагенты и скважинное оборудование практически обнулились, а КИН из-за снижения времени простоев скважины и постоянного поддержания равномерности профиля приемистости по всем пропласткам 2 и 3 повысился на 4-7%.

Использование предлагаемого способа разработки многопластовой залежи нефти позволяет повысить до 7% КИН на участках залежей нефти с послойной неоднородностью, пропластки которого имеют примерно равные пластовые давления, за счет строительства скважин с учетом проницаемостей пропластков и выбора оптимального угла наклона ствола нагнетательной скважины в залежи для получения равномерного профиля вытеснения в них, а также снизить время простоев скважин, затраты на скважинное оборудование и его обслуживание.

Способ разработки многопластовой залежи нефти, включающий бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют участки многопластовой залежи, где пластовое давление каждого пропластка исключает гидродинамическую связь между ними при сообщении, осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин в центральной части участка залежи и добывающих скважин по периметру внутри участка залежи, при этом нагнетательные скважины строят вертикальными, а добывающие - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на уменьшение остаточной нефтенасыщенности при разработке залежей нефти, приуроченных к рифовым резервуарам.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. При осуществлении способа разработки неоднородного нефтяного месторождения проводят выделение на залежи зон с различной проницаемостью, отбор пластовой продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уплотнение сетки скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при доразработке нефтяной залежи преимущественно с повышенной и высокой вязкостью нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к химии и нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения остаточной нефти из неоднородных по проницаемости пластов, и может быть использовано для солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам эксплуатации скважин с горизонтальными стволами, в том числе с применением тепловых методов.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла.

Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных скважин. Технический результат - повышение эксплуатационной надежности, обеспечение работоспособности установки при отборе скважинной продукции с высоким газовым фактором и увеличение добывных возможностей установки за счет упрощения насоса.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно несколько объектов. Насосная установка для эксплуатации пластов скважины содержит колонну насосно-компрессорных труб, кабель, хвостовик, пакер, установленный снаружи хвостовика между пластами, и насос для откачки продукции пластов.

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть применено для добычи скважинной жидкости из двух пластов с использованием одной скважины. Установка состоит из верхнего и нижнего электроцентробежных насосов, разделенных между собой пакером, привод которых осуществляется от двухстороннего погружного электродвигателя, расположенного между насосами на одном с ними валу выше пакера.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для раздельной закачки жидкости в два пласта в одной скважине. Устройство включает корпус со сквозными и радиальными отверстиями и упором в нижней части, цилиндрическое седло, пружину, сбрасываемый в устройство при его работе запорный элемент.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Группа изобретений относится к исследованиям параметров пластов на трубах. Техническим результатом является ускорение работ по отбору проб флюида или закачки технологической жидкости в подпакерную и межпакерную зоны скважины при одной спуско-подъемной операции. Способ включает спуск в скважину до заданной глубины погружного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), верхнего и нижнего надувных пакеров, имеющих радиальные отверстия в камерах надува, наружный и внутренний эластичные рукава с размещенным между ними металлическим пластинчатым каркасом, перевод нижнего и верхнего надувных пакеров из транспортного положения в рабочее. Сборку и спуск погружного оборудования осуществляют в следующей последовательности: заглушка, клапан циркуляционный полнопроходной трубный со срезными штифтами, нижний центратор, клапан закачки и перепуска компоновки надувных пакеров (КЗПКНП) подпакерный, нижние надувной пакер и клапан надува, разъединитель межпакерный, КЗПКНП межпакерный, верхние надувной пакер и клапан надува, верхний центратор, разъединитель надпакерный, циркуляционный клапан. В начале процесса спуска погружного оборудования клапаны надува надувных пакеров, КЗПКНП подпакерный и межпакерный находятся в закрытом положении. При превышении давления в затрубном пространстве над давлением в колонне НКТ происходит открытие отверстий перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного и заполнение колонны НКТ скважинной жидкостью. Отверстия перепуска КЗПКНП подпакерного и межпакерного автоматически закрываются, производят первую подачу жидкости. При этом у КЗПКНП межпакерного и подпакерного закрыты отверстия закачки и перепуска, и создают давление, при котором у нижнего и верхнего надувных пакеров открываются нижний и верхний клапаны надува соответственно, приводящие в рабочее положение надувные камеры. Выдерживают погружное оборудование под давлением, затем медленно осуществляют первый сброс давления: при достижении значения надувные клапаны закрываются полностью. Надувные пакеры переведены в рабочее положение и поинтервально перекрывают ствол скважины. При первом сбросе давления в КЗПКНП подпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска, далее осуществляют отбор флюида из подпакерной зоны, при этом закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят вторую подачу жидкости и создают постоянное давление, при котором в КЗПКНП подпакерном открываются отверстия закачки. При необходимости производят закачку технологической жидкости в подпакерную зону, во время проведения которой закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП межпакерного. Производят второй сброс давления, при котором в КЗПКНП межпакерном имеют возможность открыться отверстия перепуска. Осуществляют отбор флюида из межпакерной зоны, во время проведения которого закрыты отверстия закачки и перепуска КЗПКНП подпакерного. Проводят третью подачу жидкости и создают давление, при котором в КЗПКНП межпакерном открываются отверстия закачки, а в КЗПКНП подпакерном закрыты отверстия закачки и перепуска. Осуществляют третий сброс давления, при котором отверстия закачки и перепуска обоих КЗПКНП приходят в исходное положение. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх