Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемых карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами с периодичной закачкой углекислого газа.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение приемистости нагнетательных скважин и ее учет при назначении режимов работы нагнетательных скважин. Согласно изобретению замеры приемистости и давления закачки проводят на нагнетательных скважинах после установления постоянного режима работы скважин, т.е. после недлительного простоя до 10 ч, определение приемистости проводят не ранее чем через 3 ч, после длительного простоя порядка 10-15 суток определение приемистости проводят не ранее чем через 2 суток, при повышении приемистости нагнетательных скважин с приемистостью более 40 м3/сут, работающих в постоянном режиме, выполняют их перевод на кратковременный до 1-4 мес циклический режим до возвращения к прежней приемистости, а малоприемистые нагнетательные скважины, работающие в постоянном режиме с приемистостью порядка 15-20 м3/сут, переводят на кратковременный циклический режим работы до повышения их приемистости, после чего скважины вновь переводят на постоянный режим закачки (патент РФ №2361072, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.07.2009).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В известном способе в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-го участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе, при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки (патент РФ 2595114, кл. Е21В43/27, опубл. 20.08.2016 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа, включающем закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, согласно изобретению выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас ≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.

Сущность изобретения

Под слабопроницаемыми здесь понимаются коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких тысячных долей до нескольких единиц мД (10-3 мкм2), характеризующиеся сильной неоднородностью. Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу слабопроницаемого карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы поддержания пластового давления (ППД). Как известно, основная проблема для таких коллекторов заключается в том, что после начала отбора продукции скважины, пластовое давление стремительно падает. Проведение гидроразрыва пласта и закачки кислоты позволяет лишь в начале разработки повысить дебит нефти на короткое время. Закачка воды для целей нефтевытеснения и ППД затруднена ввиду низкой проницаемости коллектора. Поэтому правильно спроектированное применение газовых методов в этом случае более оправдано. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола одной из скважин, а также спускаемых в горизонтальный ствол колонн труб. Обозначения: 1 – горизонтальная добывающая скважина, 2 – слабопроницаемый нефтяной коллектор, 3 – кровля продуктивного коллектора, 4 – обсадная колонна, 5 – цементное кольцо, 6 – горизонтальный ствол, 7 – основная колонна труб для отбора продукции, 8 – насос, 9 – дополнительная колонна труб для закачки углекислого газа, 10 – фильтр, 11 – пакер, 12 – межтрубное пространство.

Способ реализуют следующим образом.

На месторождении выбирают скважины 1 (фиг. 1) с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие карбонатный коллектор 2 со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД. Либо, если скважины, вскрывшие коллектор с указанной проницаемостью, являются вертикальными или наклонно-направленными, бурят из них боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне труб 7 насос 8 (например, типа 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции.

После периода эксплуатации и достижения условия (1), в горизонтальный ствол 6 скважины 2 спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1-2 дюйма с фильтром 10, длиной не менее половины длины горизонтального ствола 6.

qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас ≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, (1)

где qж – текущий дебит жидкости скважины, м3/сут,

qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, м3/сут,

Pз – текущее забойное давление, МПа,

Рпл0 – начальное пластовое давление, МПа,

Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, МПа,

Дополнительную колонну 9 запакеровывают пакером 10 выше кровли продуктивного пласта 2, герметизируя межтрубное пространство 11. При необходимости, основную колонну труб 7 меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб 7 и 9 по отдельности.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2. Закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. Под вертикальным горным давлением понимается давление вышележащих пород от дневной поверхности, а для морских месторождений к данному давлению еще следует прибавить давление толщи воды. Под давлением закачки понимают давление на забое скважины при закачке рабочего агента.

При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5-50 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас.

Циклы закачки, ожидания и отбора повторяют при выполнении условия (1).

Согласно исследованиям при проницаемости нефтенасыщенного коллектора менее 0,001 мД, закачка СО2 затруднена ввиду того, что размеры поровых каналов становятся сопоставимы с размерами молекул СО2. При этом верхний предел 2 мД определен исходя из того, что согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при данных значениях проницаемости и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по закачке СО2 эффективно, с точки зрения экономики.

Выбор скважин с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов обусловлен тем, что, во-первых, приток к горизонтальным скважинам по сравнению с вертикальными выше ввиду большего контакта горизонтального ствола 6 с коллектором 2, что критично для слабопроницаемых коллекторов, во-вторых, при диаметре ствола менее 5 дюймов спуск двух колонн труб 7 и 9 затруднен, а при более 7 дюймов значительно снижаются экономические показатели предлагаемого способа.

Согласно расчетам диаметр дополнительной колонны труб 9 более 2 дюймов экономически не целесообразен ввиду закачки газа, подвижность которого значительно выше подвижности жидкости. Для большинства коллекторов диаметр менее 2 дюймов удовлетворяет объему закачиваемого углекислого газа. Кроме того, небольшой диаметр позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5-7 дюймов. Диаметр менее 1 дюйма приводит к снижению межремонтного периода скважины ввиду повышения риска обрыва труб 9. Насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет согласно исследованиям наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 6.

Длина фильтра 10, составляющая не менее половины длины горизонтального ствола 6 определена согласно расчетам как наиболее оптимальная, т.к. при меньшей длине значительно снижается равномерность расхода углекислого газа вдоль горизонтального ствола 6.

Остановка скважины при дебите жидкости более чем 50% от начального с последующим переводом под закачку рабочего агента согласно расчетам нецелесообразна, т.к. для большинства слабопроницаемых коллекторов при qж > 0,5·qж0 обеспечивается основная часть отбора нефти. При этом на дебит жидкости непосредственно влияет создаваемое забойное давление. Поэтому условие остановки скважины с дебитом жидкости при Рнас ≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0 определено согласно исследованиям как наиболее оптимальное, т.к. при Pз > 0,3·Рпл0 не используется весь потенциал энергетического состояния коллектора, а при Pзнас повышается риск потерь добычи ввиду разгазирования нефти и снижения ее вязкости.

Использование углекислого газа для ППД в слабопроницаемых карбонатных коллекторах наиболее оправдано, т.к. данный газ легче всего проникает по гидрофобным трещинам в глубь пласта (в отличие от воды), а также легко растворяется в нефти. Однако следует учитывать негативное влияние СО2 на металлическое оборудование. Во избежание коррозии следует закачивать СО2 через колонны труб, устойчивые к коррозии. Применение пакера 10, устанавливаемого немного выше кровли продуктивного пласта, также защищает обсадную колонну от воздействия СО2.

Постепенное увеличение расхода СО2 от 0 до qзакmax при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн согласно исследованиям позволяет повысить коэффициент охвата и практически полностью восстановить пластовое давление, как минимум в зоне отбора. При давлении закачки Pзак<0,6·Pгорн эффективность проникновения газа вглубь пласта снижается, что приводит к уменьшению охвата и нефтеотдачи, а при Pзак>0,9·Pгорн неконтролируемый авторазрыв пласта может привести к резкому обводнению скважины.

Остановка скважины на перераспределение давления в коллекторе менее чем на 5 сут согласно расчетам неэффективно, т.к. давление для большинства слабопроницаемых коллекторов не успевает перераспределиться, а более 50 сут – уже не приводит к изменению давления.

Постепенное повышение дебита жидкости с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax при забойном давлении, равном Рнас, позволяет снизить выделение углекислого газа из нефти. При дебите менее 0,5·qдобmax интенсивность отбора значительно уменьшается, что снижает экономическую эффективность предлагаемого способа. При дебите более 0,9·qдобmax для большинства слабопроницаемых коллекторов повышается процесс разгазирования нефти, что приводит к снижению нефтеотдачи.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы скважины: закачка углекислого газа – период ожидания – добыча продукции – закачка углекислого газа и т.д., позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет закачки СО2 с каждым циклом в более отдаленные от скважины 1 зоны коллектора 2, а насос 8 в центральной части горизонтального ствола 6 позволяет отбирать запасы наиболее равномерно. Установка дополнительной колонны 9 значительно сокращает время подземного ремонта скважины (спускоподъемных операций), что позволяет увеличить темпы отбора нефти из коллектора.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Пример конкретного выполнения способа.

Карбонатный коллектор представлен доманиковыми отложениями мендым-семилукского горизонта 2. Средняя абсолютная проницаемость коллектора варьируется в пределах 0,001-2 мД, размеры залежи составляют 1200х2000 м, средняя толщина – 20 м, глубина залегания кровли пласта – 1550 м, начальное пластовое давление – Рпл0 = 16 МПа, давление насыщения нефти углеводородным газом – Рнас=3 МПа, вертикальное горное давление вышележащих пород – Pгорн = 37 МПа. Залежь разбуривают 8 горизонтальными добывающими скважинами 1 (фиг. 1), длина горизонтальных стволов составляет 300-350 м, а диаметр – 5-7 дюймов. До кровли 3 продуктивного пласта 2 скважины 1 обсаживают обсадной колонной 4, цементируют 5, а сам горизонтальный ствол 6 выполняют открытым.

В каждую из скважин 1 в центральную часть горизонтального ствола 6 спускают на основной колонне насосно-компрессорных труб 7 диаметром 3 дюйма насос 8 типоразмера 2СП (для рассматриваемой скважин – 2СП45/24), через который осуществляют отбор продукции. В качестве труб 7 используют стеклопластиковые трубы фирмы ООО НПП «Завод стеклопластиковых труб».

Через 1 год эксплуатации в одной из скважин 1 дебит жидкости снизился с первоначальных qж0 = 30 т/сут до qж = 0,5·qж0 = 0,5·30 = 15 т/сут при Pз = 0,3·Рпл0 = 0,3·16 = 4,8 МПа > Рнас. В горизонтальный ствол 6 длиной 300 м и диаметром 5 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 2 дюйма с фильтром 10 длиной 150 м. Основную колонну труб 7 меняют на колонну диаметром 2 дюйма.

Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО2. с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax= 570 м3/сут при давлении закачки Pзак = 0,9·Pгорн = 0,6·37 = 33,3 МПа. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 50 сут.

Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,9·qдобmax = 0,9·42 = 37,8 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме.

Циклы закачки, ожидания и отбора повторяют при выполнении условия (1).

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора 2. Так, на другой скважине, через 1,5 года с начала эксплуатации дебит жидкости снизился с первоначальных qж0 = 60 т/сут до qж = 0,5·qж0 = 0,5·60 = 30 т/сут при Pз = Рнас = 3 МПа. В горизонтальный ствол 6 длиной 350 м и диаметром 7 дюймов спускают дополнительную колонну труб 9 диаметром 1 дюйм с фильтром 10 длиной 200 м. Основную колонну труб 7 оставляют без изменения – диаметром 3,5 дюйма. Через дополнительную колонну труб 9 закачивают СО2 с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax= 680 м3/сут при давлении закачки Pзак = 0,6·Pгорн = 0,6·37 = 22,2 МПа. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину 1 оставляют на перераспределение давления в коллекторе 2 на 5 сут. Затем скважину 1 пускают в добычу через основную колонну труб 7, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до 0,5·qдобmax = 0,5·86 = 43 т/сут. Эксплуатацию осуществляют в данном режиме.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Время разработки ограничили достижением момента, когда доля газа в добываемой продукции добывающих скважин не снижалась менее чем 99%. При этом за время разработки всего с залежи было добыто 767,3 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,369 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 597,0 тыс.т нефти, КИН составил 0,287 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,082 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения слабопроницаемых карбонатных коллекторов за счет применения в циклическом режиме закачки углекислого газа и отбора продукции паста, а также регулирования режимов закачки и отбора.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа, включающий закачку рабочего агента и отбор продукции в периодическом режиме через одну горизонтальную скважину посредствам спуска двух параллельных колонн труб, причем на одной из которых устанавливают насос, а на другой - фильтр, отличающийся тем, что выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы, все скважины выполняют добывающими, в каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола, дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности, через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак = (0,6-0,9)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут, после чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до (0,5-0,9)·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности и надежности способа разработки, увеличение охвата залежи тепловым воздействием, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи с одновременным снижением затрат.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат.

Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы сверху и усеченного конуса снизу, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал, закачивание в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

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 средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения. Способ включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и добывающей скважины с горизонтальным стволом, выделение продуктивных пластов с различной проницаемостью, разделенных непроницаемыми пропластками, крепление обсадных колонн и их перфорацию, закачку вытесняющей жидкости и отбор продукции скважины.

Группа изобретений относится к пакерным двуствольным эжекторным установкам. Техническим результатом является повышение производительности и надежности эксплуатации добывающих скважин.

Предложены система и способ для улучшения добычи углеводорода из газовых скважин и, в частности, для улучшения добычи углеводорода с использованием систем для насосно-компрессорной добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

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.

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термохимической обработке продуктивного пласта для снижения вязкости нефти и увеличения продуктивности скважин.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойных зон скважин. Устройство для обработки призабойной зоны скважины методом имплозии содержит корпус с верхним и нижним рядами радиальных каналов, размещенные в корпусе нижний ступенчатый поршень с осевым каналом и верхний подпружиненный поршень с осевым каналом, шаровой клапан с седлами, установленный между нижним ступенчатым и верхним подпружиненным поршнями и имеющий возможность перекрытия осевого канала верхнего поршня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи плотных нефтяных коллекторов циклической закачкой углекислого газа. Способ включает циклическое повышение и снижение давления закачки рабочего агента в нагнетательных скважинах, применение в качестве рабочего агента углекислого газа и отбор продукции из добывающих скважин. Изначально выбирают участок коллектора с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, с расположенной в центре нагнетательной скважиной и с текущим пластовым давлением, равным (0,5-0,8)·Р(нач). Закачку СО2 ведут через коррозионно-устойчивые трубы с постепенным повышением расхода в нагнетательной скважине от нуля до значения, при котором давление закачки равно (0,7-0,9)·Р(гор). При этом одновременно повышают забойное давление в добывающих скважинах от давления насыщения нефти углеводородным газом до текущего пластового давления, при котором прекращается приток жидкости к скважинам. После этого расход газа уменьшают до значения, при котором давление закачки равно Р(нач). В добывающих скважинах в течение данного времени забойное давление снижают до Р(нас). Циклы закачки газа повторяют до момента восстановления текущего пластового давления до (0,9-1,1)·Р(нач). После завершения циклов останавливают закачку СО2, добычу ведут через добывающие скважины при забойном давлении выше Р(нас) нефти СО2 или углеводородным газом. Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения плотных нефтяных коллекторов за счет комплексного применения циклической закачки углекислого газа и регулирования режима работы добывающих скважин. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи слабопроницаемых карбонатных коллекторов. В способе разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа выбирают скважины с горизонтальным окончанием диаметром ствола 5-7 дюймов, вскрывающие коллектор со средней абсолютной проницаемостью от 0,001 мД до 2 мД, либо бурят из вертикальных скважин, вскрывших коллектор с указанной проницаемостью, боковые горизонтальные стволы. Все скважины выполняют добывающими. В каждую из скважин в центральную часть горизонтального ствола спускают на основной колонне труб насос, через который осуществляют отбор продукции, после периода эксплуатации и достижения условия qж ≤ 0,5·qж0 при Рнас≤ Pз ≤ 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, Рнас – давление насыщения нефти углеводородным газом, в горизонтальный ствол скважины спускают дополнительную колонну труб диаметром 1-2 дюйма с фильтром, длиной не менее половины длины горизонтального ствола. Дополнительную колонну труб запакеровывают выше кровли продуктивного пласта, причем при необходимости основную колонну труб меняют на колонну такого диаметра, при которой возможно проведение спускоподъемных операций каждой из колонн труб по отдельности. Через дополнительную колонну труб закачивают рабочий агент, в качестве которого используют углекислый газ – СО2, закачку СО2 ведут с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход СО2 при давлении закачки Pзак ·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление, при достижении qзакmax закачку прекращают и скважину оставляют на перераспределение давления в коллекторе на 5-50 сут. После чего пускают в добычу через дополнительную колонну труб, причем дебит жидкости повышают постепенно с 0 до ·qдобmax, где qдобmax – максимальный дебит жидкости при забойном давлении, равном Рнас, циклы закачки, ожидания и отбора повторяют. 1 ил., 1 пр.

Наверх