Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням. Изначально определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении. Затем закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды. Закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя. На время нагнетания в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи для получения углеводородов вытеснением водой.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2047750, E21B 43/20, опубл. в Бюл. №31 от 10.11.1995), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, причем из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй - добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и уменьшение объемов добычи нефти из-за больших временных простоев.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2481465, E21B 43/16, опубл. в Бюл. №13 от 10.05.2013), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 сут, из которых в течение 5 сут каждые сутки в течение не более 8 ч выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 сут производят закачку рабочего агента без прекращения закачки, при этом 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 снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) из-за того, что закачка и отбор продукции проводятся без учета свойств пласта.

Техническими задачами являются обеспечение оптимального режима закачки и отбора, повышение добычи нефти и нефтеотдачи пластов.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням.

Новым является то, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают добычу на 70% и более, вплоть до полной остановки.

Способ осуществляют в следующей последовательности (на примере конкретного выполнения).

Разрабатывают нефтяную залежь в карбонатных отложениях башкирского яруса со следующими характеристиками: глубина - 1022 м, пластовая температура - 21°C, пластовое давление - 11,0 МПа, средняя пористость - 13%, средняя проницаемость - 0,0366 мкм2, средняя нефтенасыщенность - 63%, начальная водонасыщенность - 20%, вязкость нефти в пластовых условиях - 31,0 мПа⋅с, плотность нефти - 0,951 т/м3. Залежь массивная.

Залежь разрабатывают заводнением. Закачивают рабочий агент - пластовую воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

Определяют по промысловым фактическим данным средний суточный объем закачиваемой воды 440 м3/сут на залежи при стационарном заводнении, давление гидроразрыва пласта, равное 21 МПа в карбонатных коллекторах башкирского яруса. Заводнение проводят циклическим (нестационарным) методом. Воду закачивают в нагнетательные скважины с давлением, поддерживаемым в диапазоне 17,8-18,9 МПа (на 10-15% меньше давления гидроразрыва пласта), и в объеме 1320 м3/сут. Цикл закачки составляет один день нагнетания, после чего следуют 3 дня простоя. В добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают суммарную добычу от 415 т/сут до 124,5 т/сут. Останавливают добывающие скважины с наибольшим дебитом, а в скважинах с минимальным дебитом на 70% снижают добычу. В остальных добывающих скважинах добычу ведут в диапазоне снижения от 70% до полной остановки обратно пропорционально дебиту. Такой режим отбора при нагнетании рабочего агента позволяет выравнивать фронт вытеснения и вовлекать в работу малопроницаемые зоны залежи. При этом исключение из добычи высокодебитных скважин при нагнетании рабочего агента не позволяет образоваться в них водному конусу (интенсивному подсасыванию подошвенной воды из залежи), уменьшает количество добываемой попутной воды примерно на 8% и увеличивает время эксплуатации скважин. Все это в совокупности привело к увеличению КИН по сравнению с аналогичными участками от 0,308 до 0,321 и снижению затрат на единицу добываемой нефти.

Использование предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить добычу нефти, увеличить КИН примерно на 4%, предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции, снизить затраты на добычу нефти

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням, отличающийся тем, что определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении, закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15% меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды, причем закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя, при этом в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, на время нагнетания снижают добычу на 70% и более вплоть до полной остановки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке многообъектного месторождения. Способ разработки нефтяного месторождения включает бурение наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способу разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки. Способ заключается в разработке нефтяной залежи с применением вертикальных скважин до достижения обводненности 80% с последующей перфорацией переходной зоны и попеременной закачкой углекислого газа и воды с условием достижения смешивающегося вытеснения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Башкирского свода изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Башкирского свода. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к композициям поверхностно-активных веществ для использования при обработке и извлечении ископаемого флюида из подземного пласта, их получению и использованию. Композиция поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит неионное поверхностно-активное вещество - НПАВ, органическую кислоту, выбранную из лимонной кислоты, дигликолевой кислоты, гликолевой кислоты, или ее соль и нагнетаемую воду, где НПАВ представляет собой алкоксилированный алкилфенол, содержащий одну или более пропоксилатных групп и одну или более этоксилатных групп, где алкилфенол представляет собой фенол, содержащий одну или более присоединенных линейных или разветвленных С1-С25 алкильных групп, а соотношение между содержанием органической кислоты или ее соли и НПАВ составляет от 0,05:15 до 2:10 массовых частей соответственно. Способ получения композиции поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает перемешивание указанного НПАВ с указанной органической кислотой или ее солью и нагнетаемой водой. Способ извлечения ископаемых флюидов из содержащего ископаемый флюид подземного пласта включает нагнетание указанной выше композиции в одну или более нагнетательных скважин таким образом, чтобы впоследствии добывать нефть из одной или более добывающих скважин. Упаковка поверхностно-активного вещества для обработки содержащего ископаемый флюид подземного пласта содержит указанные НПАВ и органическую кислоту или ее соль. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, особенно при высоких солености и температуре. 4 н. и 4 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пластов. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме с закачкой фиксированным циклом закачки и простоя по дням. Изначально определяют средний суточный объем закачиваемой воды на залежи при стационарном заводнении. Затем закачивают воду в нагнетательные скважины с давлением на 10-15 меньше давления гидроразрыва и в объеме, в три раза большем, чем определенный средний суточный объем воды. Закачку производят в течение суток в сочетании с тремя днями простоя. На время нагнетания в добывающих скважинах, гидродинамически связанных с используемыми нагнетательными скважинами, снижают добычу на 70 и более вплоть до полной остановки. Предлагаемое изобретение позволяет увеличить добычу нефти и предотвратить преждевременное обводнение добываемой продукции. 1 пр.

Наверх