Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах

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.

 

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах.

Известен способ разработки трещиноватых коллекторов (патент РФ №2526082, Е21В 43/20, опубл. 20.08.2014, бюл. №23), включающий определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Затем выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти, определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные или боковые, боковые горизонтальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью, между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них.

Недостатком способа является то, что в процессе работы добывающих скважин не определяют давление смыкания трещин в залежи и не поддерживают давление на забое выше уровня давления смыкания трещин, что приводит к снижению дебитов нефти скважин и снижению нефтеотдачи в целом по пласту. Давление нагнетания вытесняющего агента в скважинах не устанавливают ниже давления начала раскрытия трещин в залежи, что приводит к резкому увеличению обводненности скважины и снижению дебитов нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки зонально неоднородных по коллекторским свойствам залежей нефти (патент РФ №2046181, Е21В 43/20, опубл. 20.10.95, бюл. №29), включающий разбуривание залежи по проектной сетке скважин, проведение геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований, отбор углеводородов в режиме истощения пластовой энергии и последующую закачку вытесняющего агента в зоны слабой проницаемости. Закачку вытесняющего агента осуществляют после снижения пластового давления до величины начального давления сдвига нефти между зонами отбора и водоносной областью. Осваивают под нагнетание вытесняющего агента скважины, которые на залежи имеют наибольшую интенсивность темпа падения пластового давления и наименьшую гидропроводность. По мере восстановления пластового давления по залежи осваивают под нагнетание вытесняющего агента дополнительные скважины с наименьшей интенсивностью темпа восстановления пластового давления и наименьшей гидропроводностью.

Недостатком способа является то, что в процессе работы добывающих скважин не определяют давление смыкания трещин в залежи и не поддерживают давление на забое выше уровня давления смыкания трещин, что приводит к падению добычи нефти и снижению нефтеотдачи пластов. Давление нагнетания в залежи не регулируют, не устанавливают его ниже давления начала раскрытия трещин, что приводит к снижению дебитов нефти в результате резкого обводнения скважин.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении за счет регулирования давления нагнетания вытесняющего агента в залежи и давления на забое добывающих скважин.

Технический результат достигается способом разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, включающим разбуривание залежи скважинами по одной из известных сеток, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин.

Новым является то, что 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 и 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, при этом в системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи.

На фиг. 1 представлена схема осуществления предлагаемого способа разработки нефтяной залежи (вид сверху) на участке залежи. На фиг. 2 изображена зависимость дебита жидкости от пластового давления в зоне отбора добывающих скважин. На фиг. 3 изображена зависимость объема закачки вытесняющего агента от забойного давления нагнетательных скважин.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежь 1 (фиг. 1) нефти разбуривают скважинами 2-13 по известной сетке. Уточняют геологическое строение залежи 1 нефти, определяют пористость, проницаемость коллекторов, горное давление в залежи 1, проводят гидродинамические исследования в скважинах с определением пластового, забойного давления и давления насыщения Рн (фиг. 2) нефти газом. Производят отбор продукции из добывающих скважин 2-13. Скважины на начальном этапе разработки работают на естественном режиме истощения.

Разработка карбонатных трещиноватых коллекторов на естественном режиме истощения приводит к постепенному снижению пластового давления, давления на забое добывающих скважин, в зоне отбора пластовой жидкости. В процессе работы добывающих скважин 3, 8, 10 (фиг. 1) обводненность продукции начинает возрастать, а затем по мере снижения пластового давления снижается до первоначальной и ниже, что свидетельствует о существовании гидродинамической связи в залежи 1 нефти. Пластовое давление начала снижения обводненности соответствует давлению начала смыкания трещин, по которым происходит движение пластовой жидкости. Дальнейшее снижение давления в зоне отбора приводит к снижению дебитов нефти скважин и обводненности.

Для определения оптимального режима поддержания давления в зоне отбора проводят в обводняющихся добывающих скважинах 3, 8, 10 гидродинамические исследования, затем по полученным результатам строят графики индикаторных кривых 14 (фиг. 2). На кривых определяют точку А начала снижения обводненности. Эта точка находится в точке перегиба 16 кривой обводненности и является началом зоны l критического давления смыкания трещин. Определяют точку Р пересечения линии давления насыщения Рн нефти газом с кривой обводненности 14.

Согласно графику индикаторных кривых для оптимальной работы добывающих скважин 2-13 (фиг. 1) на естественном режиме истощения необходимо поддерживать давление в зоне отбора в интервале l (фиг. 2) от 4,6 до 2,4 МПа, т.е. ниже точки А критического давления смыкания трещин и выше точки Р давления насыщения Рн нефти газом. При снижении пластового давления ниже давления насыщения Рн нефти газом происходит выделение газа из нефти в пласт и увеличение вязкости нефти, которое приводит к резкому снижению дебитов нефти.

При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин 3, 8, 10 (фиг. 1) до величины смыкания трещин осваивают поочередно под нагнетание вытесняющего агента малодебитные скважины 3, 8, 10.

Наиболее рациональные условия разработки карбонатных трещиноватых коллекторов заключаются в том, чтобы поддерживать в системе трещин более низкое давление, чем на остальной площади залежи 1 нефти. Пластовое давление в зоне отбора, превышающее критическое, т.е. давление начала раскрытия трещин, значительно осложняет разработку залежи 1, так как увеличивается риск поступления пластовой воды по трещинам к интервалам перфорации скважин и быстрого обводнения добываемой продукции.

Забойное давление в нагнетательных скважинах 3, 8, 10 не должно превышать давление раскрытия трещин в залежи с тем, чтобы избежать неравномерного вытеснения нефти водой и уменьшения дебита нефти в суммарном отборе жидкости из добывающих скважин 2, 4-7, 9, 11-13.

Для определения оптимальных значений забойных давлений нагнетания проводят гидродинамические исследования в скважинах 3, 8, 10. Используя полученные результаты, строят графики индикаторных кривых 17 (фиг. 3), которые имеют характерные точки перегиба 18. На кривых определяют точку В начала резкого увеличения обводненности, которая соответствует точке перегиба 18 кривой обводненности и является границей зоны d критического давления раскрытия трещин. Давление нагнетания на забое скважин 3, 8, 10 (фиг. 1), соответствующее значению точки В на индикаторной кривой, является предельно допустимым для залежи 1 (фиг. 1) нефти, так как при дальнейшем увеличении давления нагнетания вытесняющего агента произойдет раскрытие имеющихся или образование новых трещин.

Таким образом, согласно графику индикаторных кривых 17 (фиг. 3) оптимально допустимое забойное давление нагнетания необходимо поддерживать в интервале с, т.е. выше пластового давления залежи и ниже точки В критического давления раскрытия трещин.

Точка В на индикаторной кривой является критической и указывает на то, что при дальнейшем увеличении давления нагнетания в скважинах 3, 8, 10 (фиг. 1) произойдет резкий рост обводнения добываемой продукции в добывающих скважинах 2, 4-7, 9, 11-13 в результате поступления вытесняющего агента по раскрывшимся трещинам к интервалам перфорации.

Разработку залежи нефти в карбонатных коллекторах производят при низконапорном заводнении, которое стабилизирует пластовую энергетику за счет регулирования давления закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины 3, 8, 10 залежи 1 нефти и давления в зоне отбора добывающих скважин 2, 4-7, 9, 11-13.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере массивной залежи 1 нефти в турнейских карбонатных коллекторах.

Залежь нефти разбурили скважинами по сетке 300×300 м. По результатам исследований скважин 2-13, пробуренных на залежи 1, получили следующие данные: проницаемость коллекторов - 0,064 мкм2, пористость - 12,0%, пластовое давление - 9,8 МПа, горное давление - 24,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 2,4 МПа, обводненность добываемой продукции не превышает 5,7%.

Добывающие скважины 2-13 ввели в эксплуатацию на естественном режиме истощения. Через шесть месяцев работы в зоне отбора скважины 3 давление снизилось до 7,1 МПа, что составило 0,29 д. ед. от горного, а обводненность продукции увеличилась до 35,0%. В последующие пять месяцев давление в зоне отбора скважины 3 продолжало постепенно снижаться. Обводненность, достигнув максимального значения в 44, 3% при пластовом давлении 6,5 МПа (0,26 д. ед. от горного), также стала уменьшаться.

В скважине 3 провели гидродинамические исследования. По полученным результатам построили графики индикаторных кривых 14 (фиг. 2). На кривой 15 определили точку А начала снижения обводненности, которая соответствует точке перегиба 16 кривой обводненности 15 и является началом зоны l критического давления смыкания трещин. На линии давления насыщения Рн нефти газом определили точку Р пересечения с кривой обводненности 14.

Согласно графику индикаторных кривых 14 (фиг. 2) для оптимальной работы добывающих скважин 2-13 (фиг. 1) на естественном режиме истощения необходимо поддерживать давление в зоне отбора скважин 2-13 в интервале от 4,6 до 2,4 МПа, т.е. ниже давления смыкания трещин и выше давления насыщения Рн (фиг. 2) нефти газом.

Через девять месяцев работы добывающей скважины 3 (фиг. 1) дебит нефти уменьшился от 5,2 до 1,1 т/сут, в результате чего скважину 3, как нерентабельную, перевели под нагнетание вытесняющего агента.

Оптимальное значение забойного давления нагнетания в скважине 3 определили по результатам гидродинамических исследований, для чего построили график индикаторной кривой 17 (фиг. 3), которая имеет характерную точку перегиба 18. Эта точка соответствует точке В начала резкого увеличения обводненности и является началом зоны d критического давления раскрытия трещин. Давление нагнетания в точке В составляет 14,6 МПа или 0,6 д. ед. от горного давления, что соответствует началу скачкообразного увеличения обводненности и является предельно допустимым для залежи 1 (фиг. 1) нефти.

Таким образом, согласно графику индикаторных кривых оптимально допустимое забойное давление нагнетания в скважине 3 необходимо поддерживать в интервале с (фиг. 3), т.е. выше пластового давления, составляющего 9,8 МПа или 0,48 от горного давления и ниже точки В критического давления раскрытия трещин, составляющего 14,6 МПа или 0,6 д. ед. от горного давления. Аналогично скважины 8 и 10 (фиг. 1) перевели из добывающих в нагнетательные.

В результате применения способа разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах безводный период работы добывающих скважин увеличился до шести месяцев,

нефтеотдача пласта возросла в 1,1 раза по сравнению с обычным заводнением, компенсация отбора пластовой жидкости закачкой вытесняющего агента составила более 90%.

Предлагаемый способ увеличивает охват залежи нефти в карбонатных коллекторах заводнением, повышает нефтеотдачу и эффективность разработки залежи при низконапорном заводнении, позволяющем регулировать давление нагнетания вытесняющего агента в залежи и давление на забое добывающих скважин.

Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах, включающий разбуривание залежи скважинами по одной из известных сеток, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что 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 и 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, при этом в системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

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.

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.

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 может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин. Изначально определяют количество пластов в эрозионном врезе. Добывающую скважину бурят из залежи нефти в карбонатных коллекторах с несколькими горизонтальными участками, вскрывающими соответствующий продуктивный пласт в эрозионном врезе. Производят вторичное вскрытие в каждом горизонтальном участке скважины в интервалах пластов эрозионного вреза и залежи нефти в карбонатном коллекторе. Отбор продукции производят при помощи устройства для одновременно-раздельной эксплуатации независимо от вреза и карбонатного коллектора. Закачку рабочего агента производят через нагнетательные скважины. Способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов-коллекторов, повысить охват выработкой запасов нефти залежи в карбонатных коллекторах, а также в продуктивных терригенных пластах-коллекторах, расположенных в эрозионном врезе. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой. Технический результат - повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин. Скважина для разработки нефтяного пласта состоит из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины. Скважина принята с h-образным профилем. Точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта. Расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта. Верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины. Нижняя часть упомянутой колонны находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта. Вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины. Насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования (КПО), по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами. Устройство включает корпус со штуцерной втулкой, спущенное на насосно-компрессорных трубах со сквозными отверстиями против щелевых штуцеров, расположенных по периметру и выполненных с переменным поперечным сечением по длине щели. В нижнем торце штуцерная втулка выполнена в виде разрезной упругой цанги, лепестки которой оканчиваются треугольными выступами, входящими в зацепление с треугольными проточками в нижней части корпуса. Между лепестками цанги на внешней стороне в нижней части штуцерной втулки расположены направляющие срезные винты, входящие в продольные направляющие пазы в нижней части корпуса. В верхней части штуцерная втулка выполнена с седлом для ударного массивного груза и с треугольной проточкой для зацепления втулки ловителем. В нижней части корпуса установлена втулка с треугольными направляющими выступами по периметру ее торца и фиксирующими винтами. Для замены штуцерной втулки с цангой предусмотрена сменная штуцерная втулка, выполненная в виде шлямбура с треугольными направляющими. Они обеспечивают вместе с ответными треугольными направляющими выступами втулки точную посадку сменной штуцерной втулки против сквозных окон в корпусе. 1 з.п. ф-лы, 6 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.

Наверх