Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу эксплуатации нефтяной залежи.

Из уровня техники известен способ системной разработки нефтяной залежи с ее ранней стадии (см. патент РФ №2209946, кл. Е21В 43/16; опубл. 10.08.2003). Способ включает закачку вытесняющего агента с использованием одной или нескольких нагнетательных скважин. Извлекают нефть с использованием одной или нескольких добывающих скважин. Фиксируют промысловые данные по работе каждой из скважин. При начале обводнения нефти в добывающих скважинах переходят на разработку залежи в циклическом режиме. При последующем увеличении обводнения нефти до 50-70% нагнетательные и/или добывающие скважины, по меньшей мере одну из них, выключают из работы. Фиксируют отклик залежи по ее площади и/или мощности увеличением количества и/или темпа извлечения нефти из добывающих скважин, снижением обводнения и/или газирования нефти на выключение скважин из работы и последующее их включение в работу. Выделяют зоны отклика залежи по площади. После этого в выделенных зонах отклика варьируют режимами циклической работы.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность эксплуатации нефтяной залежи и сложность осуществления способа, связанная с тем, что постоянно необходимо производить варьирование продолжительностью циклов с возрастанием этой продолжительности от цикла к циклу. Варьируют также темпы закачки вытесняющего агента. Кроме того, на соседних участках все вариации циклического режима осуществляют в противофазе. Например, при рядной системе разработки циклический режим осуществляют методом "бегущей" волны, когда по ряду нагнетательных скважин создают эту волну давлений с длиной, отвечающей 5-10 скважинам, а по противоположному ряду распространяют волну давлений той же длины, но с противоположной фазой. Фазы колебаний на протяжении одного цикла делают противоположными фазам давления нагнетания, а на протяжении другого цикла - совпадающими с ними.

Также известен способ разработки нефтяной залежи, при котором ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме (см. патент РФ №2481465, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.05.2013). Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток производят закачку рабочего агента без прекращения закачки. В добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы.

Недостатком данного способа является его низкая эффективность, т.к. в данном способе при установке режима работы нагнетательных скважин не учитываются характеристики конкретной залежи (например, взаимосвязь упомянутых нагнетательных скважин в группе скважин на месторождении с добывающими скважинами, а также скорость восстановления давления в нагнетательных скважинах).

Задачей, решаемой настоящим изобретением, является обеспечение эффективной эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.

Упомянутая задача решается посредством способа эксплуатации нефтяной залежи с применением нестационарного (циклического) заводнения, при котором в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и осуществляют добычу нефти посредством группы добывающих скважин, причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом: для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину и задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин, для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине и задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.

Пульсирующий режим работы нагнетательных скважин создает благоприятные условия для увеличения гидро- и пьезопроводности пород-коллекторов. Подбор периода циклической работы скважины осуществляется на основе различных геолого-технических характеристик (состав пласта-коллектора, возможности КНС (кустовой насосной станции) и т.д.).

Стабильность объемов закачки и равные периоды циклов повышают колебания пластового давления ближе к зоне отбора, что позволяет повысить вытеснение нефти из матрицы породы в сторону добывающих скважин. Значительная высота волны, образованная за счет максимально возможного восстановления давления в нагнетательных скважинах, создает благоприятные условия для двойного воздействия на породу-коллектор: капиллярное вытеснение (в период остановки нагнетательных скважин) и активного вытеснения нефти по открытой пористости (в период работы нагнетательной скважины) в сторону добывающей скважины.

Таким образом, технический результат, достигаемый техническим решением, заключается в повышении эффективности эксплуатации нефтяной залежи за счет предложенного режима нестационарного заводнения с организацией циклической работы скважины на основе фильтрационных волн давления, а именно в повышении нефтеотдачи и дебита добывающих скважин.

На сопроводительных чертежах:

Фиг. 1 показывает пример выбора времени работы (Тр) нагнетательных скважин, где 1 - время работы и объем закачки влияющей нагнетательной скважины; 2-4 - давление на реагирующих добывающих скважинах;

Фиг. 2 показывает пример выбора времени простоя (Тп) нагнетательных скважин по результатам кривой падения давления, причем на фиг. 2а изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №1, на фиг. 2б изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №2, на фиг. 2в изображена кривая падения давления нагнетательной скважины №3;

Фиг. 3 показывает график периодической работы нагнетательной скважины, создающей фильтрационные волны давления.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.

Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.

Способы, раскрытые здесь, содержат один или несколько этапов или действий для осуществления описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.

Физическая сущность метода нестационарного заводнения заключается в периодическом повышении и снижении давления нагнетания рабочего агента, например воды. В период повышения происходит внедрение закачиваемой воды в низкопроницаемые зоны и интенсивное перераспределение жидкости в пласте за счет капиллярной пропитки во время снижения пластового давления. В результате интенсифицируется выработка низкопроницаемых коллекторов.

Настоящее изобретение раскрывает следующий способ осуществления эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения.

Добыча нефти производится группой добывающих скважин, работающих непрерывно. Периодическое (с периодом, равным времени рабочего цикла) повышение и понижение давления осуществляется путем пуска группы нагнетательных скважин на промежуток времени работы Тр и последующего ее останова на промежуток времени простоя Тп. Объем (скорость) закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины при этом определяют постоянным.

По группе скважин (определенного КНС, БГ (блок напорной гребенки)) проводят исследования кривой падения (восстановления) давления с целью определения максимального и минимального времени восстановления пластового давления по каждой нагнетательной скважине.

Периоды циклирования (время работы Тр и простоя Тп) при этом определяют следующим образом.

Время работы нагнетательных скважин определяют исходя из времени начала реагирования добывающих скважин на закачку, а именно - как среднее арифметическое времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину, что позволяет учесть особенности влияния нагнетательной скважины (время реагирования при определенных объемах и интенсивности закачки, в зависимости от удаления добывающей скважины от нагнетательной) на каждую добывающую скважину. Под временем начала реагирования определенной добывающей скважины на закачку через определенную нагнетающую скважину понимается время, за которое волна давления в пласте, инициированная в момент начала закачки через нагнетательную скважину, достигает добывающей скважины. Время начала реагирования может быть определено, например, с помощью исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания либо исходя из динамики работы добывающих скважин (в этом случае время реагирования определяется по зависимости изменения забойного давления, обводненности от изменения объемов закачки влияющей нагнетательной скважины).

Время простоя нагнетательных скважин выбирается таким образом, чтобы обеспечивались следующие условия:

а) За выбранное Тп не должно происходить полного восстановления пластового давления на какой-либо нагнетательной скважине из группы скважин, что обеспечит перепад давления между зонами отбора и нагнетания, а следовательно, обеспечит непрерывное движение жидкости по пласту в сторону забоя добывающих скважин;

б) Выбранное Тп должно обеспечивать максимальную амплитуду создаваемой волны, что обеспечит создание устойчивых волн до зон отбора.

Исходя из этого, для каждой скважины определяют время, за которое давление в скважине уменьшается (восстанавливается) на 65-75% от разности между достигнутым во время нагнетания давлением Рнагн. и первоначальным статическим давлением Рст. на забое нагнетательной скважины. Затем среди всех скважин в группе нагнетательных скважин определяют минимальное время, за которое давление в скважине уменьшается на 65-75% от разности между Рнагн. и Рст. и принимают его как время Тп простоя группы нагнетательных скважины.

Примерный вариант осуществления:

Каждая из 3-х нагнетательных скважин оказывает влияние на 3 добывающие скважины. Выбирается циклический режим работы нагнетательной скважины, который бы позволил оценить ее влияние на добывающие скважины.

Сначала осуществляют закачку рабочего агента через одну нагнетательную скважину и получают значения Tp1, Тр2, Тр3 времени реагирования каждой добывающей скважины (Фиг. 1). Эта процедура проводится для всех нагнетательных скважин циклируемого участка. Затем по всем полученным значениям времен реагирования вычисляется среднее арифметическое значение, которое принимается в качестве времени работы Тр нагнетательных скважин.

В случае, если фиксируется избыточное влияние какой-либо нагнетательной скважины в сторону определенной добывающей скважины, то для данной нагнетательной скважины время простоя увеличивается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В случае, если выбранное время работы нагнетательной скважины будет недостаточным для поддержания необходимого пластового давления на какой-либо добывающей скважине, иными словами - фиксируется недостаточное влияние нагнетательной скважины, то время простоя данной нагнетательной скважины уменьшается на значение, необходимое для эффективной эксплуатации конкретной добывающей скважины. В этом случае, время работы нагнетательных скважин необходимо менять поскважинно. При этом сам период цикла не изменяется. Кроме того, необходимо предусмотреть использование потокоотклоняющих технологий для данных нагнетательных скважин, для создания возможности циклирования режима работы нагнетательных скважин группами.

Далее по группе нагнетательных скважин проводят исследования кривых падения давления (Фиг. 2). По каждой скважине определяют время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает до значения Рвосст., причем давление Рвосст. меньше давления Рнагн., достигнутого в скважине во время закачки рабочего агента, на 65-75% от разности между давлением Рнагн. и первоначальным статическим давлением Рст. в нагнетательной скважине. В данном конкретном варианте осуществления Рвосст. меньше давления Рнагн. на 70% от разности между давлением Рнагн. и давлением Рст., т.е. Рвосст.нагн.-0,7(Рнагн.ст.). Согласно полученным результатам Тп2п1п3, следовательно, время простоя данной группы нагнетательных скважин должно быть не больше Тп3. Таким образом, минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в скважине после прекращения закачки рабочего агента на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине принимается в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин.

Приведенный выше вариант осуществления описан для случая, когда имеется 3 нагнетательных скважины и 3 добывающих скважины. Однако настоящее изобретение может применяться для произвольного числа нагнетательных и добывающих скважин на нефтяной залежи.

В том случае, если выбранный режим работы нагнетательных скважин (Тр и Тп) не позволяет эффективно разрабатывать участок (из-за недостаточного влияния на реагирующие скважины или обводнения добывающей скважины закачиваемой водой), то регулировка режима работы нагнетательных скважин группами (с помощью КНС, БГ) исключается и производится для каждой скважины индивидуально.

Это создает дополнительные трудности в организационном плане, когда необходимо одновременно остановить/запустить 5-10 скважин.

Для исключения данной проблемы рекомендуется устанавливать на место стандартной линейной задвижки нагнетательной скважины автоматические задвижки с электроприводом на дистанционном управлении, что позволит контролировать режим работы каждой скважины индивидуально с диспетчерского пульта.

Выбрав время работы и простоя скважин нагнетательного фонда, нагнетательные скважины запускаются в работу (Фиг. 3). За время циклирования необходимо следить за изменением давления в зоне отбора и обводненностью добываемой продукции, для исключения прорыва вод по промытым участкам коллектора.

Регулировку времени работы нагнетательных скважин производят с помощью КНС, БГ. Добывающие скважины работают непрерывно.

1. Способ эксплуатации нефтяной залежи посредством группы нагнетательных скважин и группы добывающих скважин, содержащий этапы, на которых:

в циклическом режиме осуществляют закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин; и

осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин,

причем цикл работы группы нагнетательных скважин, включающий в себя время работы группы нагнетательных скважин и время простоя группы нагнетательных скважин, предварительно определяют следующим образом:

для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину, и

задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин,

для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине, и

задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин,

при этом скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной.

2. Способ по п. 1, причем в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в скважине после прекращения закачки рабочего агента на 70% от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что времена реагирования добывающих скважин на закачку рабочего агента через каждую нагнетательную скважину определяют путем исследования межскважинного пространства методом гидропрослушивания, а времена падения пластового давления нагнетательных скважин определяют методом снятия кривой падения давления.

4. Способ по любому из пп. 1-3, характеризующийся тем, что для нагнетательных скважин, имеющих избыточное или недостаточное для поддержания пластового давления скважины влияние на одну или несколько добывающих скважин, время простоя и время работы определяют индивидуально, но без изменения периода цикла, при этом:

при недостаточном влиянии увеличивают время работы нагнетательной скважины;

при избыточном влиянии увеличивают время простоя нагнетательной скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

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.

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 зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды. Технический результат - повышение нефтеотдачи зонально-неоднородных нефтяных коллекторов. По способу осуществляют циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах. В качестве рабочего агента применяют низкоминерализованную воду. Нагнетательную скважину размещают в центре. Вокруг этой скважины размещают добывающие скважины. Разброс проницаемости нефтенасыщенного коллектора по площади очага допускают не менее чем 30%. Низкоминерализованную воду используют с поверхностных водоемов – рек, озер, морей. Эту воду предварительно обеззараживают и фильтруют до размеров твердых взвешенных частиц не более 0,1 от среднего размера пор коллектора с минимальной проницаемостью. Закачку воды начинают вести в нагнетательную скважину с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,8)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород. Затем расход уменьшают до значения, при котором давление закачки составляет (0,1-0,2)·Ргор. Циклы увеличения–уменьшения расхода низкоминерализованной воды повторяют многократно. Скорость как увеличения, так и уменьшения расхода задают одинаковой в диапазоне 2-50 м3/сут на одну нагнетательную скважину. Соотношение забойных давлений в добывающих скважинах очага устанавливают обратно пропорциональным произведению проницаемости их коллектора на толщину пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ разработки многопластовой залежи нефти 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 добывающих скважин в центральной части участка залежи и нагнетательных скважин по периметру внутри участка залежи. Добывающие скважины строят вертикальными, а нагнетательные - наклонными так, чтобы профиль приемистости по всем пропласткам от нагнетательной скважины к близлежащим добывающим скважинам был равномерным. Техническим результатом заявленного способа является обеспечение выравнивания фронтов вытеснения на участках залежи, состоящих из пропластков различной проницаемости, увеличение полноты выработки запасов и ограничение объемов попутно добываемой воды, что приводит к более высокому КИН из всей залежи. 3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижения затрат на разработку за счет использования особого профиля скважины. По способу предусматривают разрабатывать участок нефтяного пласта методом вытеснения нефти водой с помощью одной скважины, укомплектованной двумя колоннами труб: обычной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонной гибких безмуфтовых колтюбинговых труб. Осуществляют бурение скважины L-образного профиля, для чего вертикальной скважиной вскрывают нефтяной пласт и нижележащий водоносный вертикально сверху вниз. Затем ствол скважины поворачивают на 90° и проходят ниже водоносного пласта в горной породе и вновь пересекают оба пласта во второй раз, но уже в направлении снизу вверх. Первую колонну труб в виде колтюбинговой колонны снабжают установкой электроцентробежного насоса. С помощью этой установки и благодаря двум пакерным устройствам отбирают воду из водоносного пласта и подают ее в продуктивный нефтяной горизонт. Вторую колонну труб - колонну НКТ - комплектуют глубинным насосом и спускают в скважину на необходимую глубину над пластом до первого пересечения скважины с пластом. Нефтяной пласт разрабатывают путем закачки воды из нижележащего водоносного пласта и отбора нефти с помощью второй насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении. По способу разбуривают залежь скважинами по одной из известных сеток. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин. В обводняющихся добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования. Строят графики индикаторных кривых, на которых определяют точку снижения обводненности как точку перегиба кривой обводненности. Определяют точку пересечения линии давления насыщения нефти газом с кривой обводненности. Принимают оптимальный режим работы добывающих скважин на естественном режиме истощения в зоне отбора ниже точки критического давления смыкания трещин и выше точки давления насыщения нефти газом. В системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи. 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями. Технический результат - повышение эффективности и стабильности работы скважины за счет проведения закачки в скважину технологической жидкости с контролируемым уровнем крупности. Способ содержит предварительную фильтрацию технологической жидкости и закачку ее в устье скважины. Предварительный цикл фильтраций технологической жидкости проводят непосредственно на скважине по закольцованной схеме до получения показателей уровня крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более 5-10 мкм. По перепадам давлений контролируют уровень загрязненности фильтров фильтрующих линий. Остатки технологической жидкости удаляют обратной продувкой. Для закачки в скважину технологическую жидкость вытесняют в технологическую емкость с помощью сжатого воздуха. Очистку технологической жидкости от загрязнений производят как при поступлении ее из технологической емкости, так и после ее использования в качестве промывочной жидкости наземного технологичного оборудования, трубопроводов и агрегатов. 2 н. и 1 з.п. ф-лы. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом. Технический результат - повышение охвата выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. По способу уточняют контур нефтеносности залежи и борта вреза. Определяют нефтенасыщенную толщину продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе. Осуществляют бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин. Отбирают продукцию из скважины и закачивают рабочий агент в пласт через нагнетательные скважины. Горизонтальные скважины бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах в продуктивный пласт эрозионного вреза. Из горизонтального участка добывающей скважины бурят несколько дополнительных разнонаправленных участков в продуктивном пласте эрозионного вреза. Производят вторичное вскрытие добывающей скважины в интервалах горизонтальных участков продуктивного пласта эрозионного вреза. Остальной участок скважины с другой стороны от борта вскрывают на всем участке взаимодействия с залежью в карбонатном коллекторе. Разделение интервалов вскрытия горизонтальных участков от интервала вскрытия в залежи нефти производят устройством для одновременно-раздельной эксплуатации, которым осуществляют отбор продукции из разделенных интервалов независимо. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты. Способ включает разбуривание залежи скважинами, определение границ пластов с различной проницаемостью. Затем производят установку пакеров на указанной границе и оборудования для одновременно-раздельной добычи из добывающих скажин. После этого на основании исследования образцов керна разрабатываемой залежи формируют рабочий агент для заводнения, содержащий взвешенные частицы с концентрацией и размером, обеспечивающими блокирование фильтрационных каналов низкопроницаемого пласта. Далее осуществляют разработку залежи в три этапа. На первом этапе производят закачку в оба пласта воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающий проницаемость пластов, с одновременным отбором продукции из добывающих скважин и прекращают закачку при достижении значения обводненности продукции более 85%. На втором этапе из добывающих скважин отбор продукции ведут из обоих пластов. В нагнетательных скважинах предварительно изолируют низкопроницаемый пласт посредством оборудования одновременно-раздельной эксплуатации и производят закачку в высокопроницаемый пласт рабочего агента для заводнения до момента прорыва его к забою добывающих скважин. На третьем этапе возобновляют закачку воды, прошедшей промысловую подготовку и не снижающей проницаемость пластов, в низкопроницаемый пласт и продолжают закачку рабочего агента в высокопроницаемый пласт при реализации режима эксплуатации, обеспечивающего поддержание давления в высокопроницаемом пласте выше, чем в низкопроницаемом. Технический результат заключается в повышении коэффициента охвата пластов заводнением за счет формирования зоны с низкими фильтрационными свойствами на границе между пластами и, как следствие, разделения гидродинамически связанных пластов в межскважинном пространстве. 5 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата. Технический результат - интенсификация добычи и увеличение коэффициента извлечения продукции из пласта за счет увеличения охвата этого пласта фильтрацией. По способу предварительно определяют по данным инклинометрии протяженность зон вскрытого пласта между парами скважин и формирование технологических линеек функций параметров пластов и флюидов. Осуществляют гидроразрыв пласта между парами скважин с образованием прямых и перекрестных каналов выработки. Проводят гамма- и нейтронный каротаж при исследовании скважинных зон перфораций. Выполняют непрерывные исследования трещиноватых участков под номинальным и максимальным давлениями эксплуатации при прокачке порций меток. Определяют количество точек тампонирования в функции статических характеристик параметров каналов выработки. Доопределяют исследования трещин и тампонируют межтрещинные участки в диапазонах давлений между давлениями гидроразрыва и эксплуатации до появления второго канала выработки. Вводят режим уточненных исследований. Уточняют число тампонирующих точек в функции динамических характеристик каналов выработки и описывают глубинные потоки с учетом координат фронта обводненности пласта. Проводят предварительные исследования, когда движение флюидов до фронта обводненности в десятой части протяженности канала выработки может быть описано зависимостью Буссинеска, а после него – зависимостью Дюпюи-Форхгеймера. Аналогично проводят уточнение исследований, когда до фронта обводненности в середине протяженности канала выработки используют выражение Пуазейля. Выполняют режим доопределения исследований с использованием аналитического выражения Дюпюи-Форхгеймера. При этом доставку меток и тампонирующих материалов выражают зависимостью Пуазейля до полной выработки пласта. Межтрещинные участки тампонируют с учетом постоянства профилей сечений каналов выработки. При высоковязких флюидах доставку меток и тампонирующих материалов с растворителями в межтрещинные интервалы подтверждают повышением нефтесодержания в добывающей скважине. Для описания движения флюидов используют зависимости Пуассона. Извлечение нефти начинают с перекрестных каналов выработки пласта. 4 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления. Технический результат – повышение эффективности способа за счет возможности использования обводненных участков или врезов пласта для перекачки больших объемов жидкости, создания равномерного фронта вытеснения насосами малой производительности. Способ включает исследование свойств пласта, строительство нагнетательной скважины, вскрывающей разные горизонты с различными свойствами, оборудование колонной труб скважины с пакером, разъединяющим вскрытые горизонты, и регулируемую закачку жидкости насосным оборудованием в требуемый горизонт. Исследование пласта производят на определение обводнившихся участков пласта или водоносных врезов и уровня водонефтяного контакта - ВНК при их наличии в нефтеносной части пласта. Дополнительно проводят исследования на наличие нефтеносных участков или нефтеносных врезов, а также на установление разницы проницаемости пластов. В качестве нагнетательной скважины используют разветвленную скважину с горизонтальными участками, первым из которых вскрывают водоносный участок или врез пласта, а второй проводят над подошвой нефтеносного участка пласта или непосредственно над уровнем ВНК при его наличии. Расстояние между обводнившимся участком или обводнившимся врезом до нефтеносного участка или нефтеносного вреза допускают максимум 700 м. Пакером с колонной труб отсекают первый горизонтальный участок выше водоносного участка или вреза пласта, откуда воду насосным оборудованием перекачивают в скважину выше гидродинамического уровня нефтеносного участка пласта для естественного перетока и поддержания пластового давления на этом участке. Объем перекачиваемой жидкости регулируют производительностью насосного оборудования. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения равномерной выработки двух или более пластов и сокращения затрат на бурение. По способу определяют не менее двух пластов-коллекторов, совпадающих в плане, разделенных прослоями-перемычками. Осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и разветвленной горизонтальной добывающей скважины с горизонтальными стволами необходимой длины, расположенными в соответствующем пласте-коллекторе. Закачивают вытесняющую жидкость через вертикальные нагнетательные скважины и отбирают продукцию через разветвленную горизонтальную добывающую скважину. Определяют текущие запасы, вязкость нефти и проницаемость для каждого пласта-коллектора на участке разработки. Горизонтальные стволы строят длиной, прямо пропорциональной запасам вскрываемого соответствующего пласта коллектора. Нагнетательные скважины вскрывают перфорацией все пласты-коллекторы. Площадь перфорации для соответствующего пласта-коллектора выбирают прямо пропорционально вязкости продукции и/или толщине участка пласта-коллектора. Обеспечивают выработку запасов нефти всех пластов-коллекторов одним насосным оборудованием разветвленной добывающей скважины. При установившемся режиме работы разветвленной добывающей и нагнетательной скважин ведут постоянный контроль за обводненностью добываемой нефти. При обводнении добываемой нефти 80-90% определяют пласт-коллектор с максимальной обводненностью по плотности нефти и отсекают его от основного ствола добывающей скважины. 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин. По способу осуществляют в циклическом режиме закачку рабочего агента в залежь посредством группы нагнетательных скважин. Осуществляют непрерывную добычу нефти посредством группы добывающих скважин. Цикл работы группы нагнетательных скважин определяют предварительно. В него включают время работы группы нагнетательных скважин и время простоя этой группы. Для каждой нагнетательной скважины определяют время реагирования каждой добывающей скважины на закачку рабочего агента через упомянутую нагнетательную скважину. Задают среднее арифметическое значение времен реагирования каждой добывающей скважины на закачку через каждую нагнетательную скважину в качестве времени работы группы нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины определяют время падения давления как время, за которое давление в скважине после прекращения закачки рабочего агента падает на 65-75 от разности между давлением, достигнутым во время закачки рабочего агента, и первоначальным статическим давлением в нагнетательной скважине. Задают минимальное среди нагнетательных скважин время падения давления в качестве времени простоя группы нагнетательных скважин. Скорость закачки рабочего агента в период работы для каждой нагнетательной скважины принимают постоянной. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Наверх