Способ разработки нефтяного месторождения

Авторы патента:

Губайдулин Фаат Равильевич (RU)

Хасанова Дильбархон Келамединовна (RU)

Кадыров Рамзис Рахимович (RU)

Фаттахов Ирик Галиханович (RU)

Фаттахов Рустем Бариевич (RU)

E21B43/20 - вытеснением водой

Владельцы патента RU 2530948:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке освоенных и действующих нефтяных месторождений, обеспечивает повышение текущих отборов нефти при одновременном уменьшении отбираемой воды, используемой при заводнении. Сущность изобретения: способ включает циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин. Согласно изобретению проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам - объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции. Определяют коэффициент флуктуации по аналитическому выражению, учитывающему ежемесячный дебит по жидкости или обводненность добываемой продукции, эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров, стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров, объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров. При коэффициенте флуктуации меньше 10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период. Для этого предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%. При коэффициенте флуктуации больше 10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента. 5 ил., 9 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки освоенных и действующих нефтяных месторождений и ограничения водопритока в добывающих скважинах.

Известен способ предотвращения замерзания устья водонагнетательных скважин в режиме циклического заводнения (патент RU №2160824, МПК E21B 36/00, опубл. 20.12.2000 г., бюл. №22). Способ основан на использовании тепла Земли для предотвращения замерзания устья нагнетательных скважин. В режиме циклического заводнения при плановой закачке воды происходит дополнительное накопление энергии. Для этого частично преобразуют механическую энергию потока закачиваемой воды в электрическую. Впоследствии накопленную электрическую энергию используют для принудительной циркуляции воды в устьевом оборудовании.

Недостатком известного способа является необходимость обустройства устья всех нагнетательных скважин сложным оборудованием с последующим слежением за его исправностью. Это является технически сложной задачей, требующей больших финансовых затрат.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ циклического заводнения, включающий закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с использованием в качестве вытесняющего агента пластовой или сточной воды с повышенной минерализацией (Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т.2. - С.47-48).

Недостатком способа является то, что не на всех участках имеется вода с необходимой минерализацией, не замерзающая при низких температурах. Кроме того, при перемешивании вод с различным солевым составом происходит солеотложение как на подземном оборудовании, так и в продуктивных пластах, что приводит к падению добычи нефти и увеличению межремонтного периода скважинного оборудования, связанного с удалением отложившихся нерастворимых солей. К вышеперечисленным недостаткам способа можно добавить и то, что в нем не предусмотрено уменьшение обводненности продукции.

Техническими задачами предложения являются повышение добычи нефти при одновременном уменьшении отбора попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного месторождения, включающим циклическую закачку вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин.

Новым является то, что проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам: объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции, определяют их коэффициент флуктуации (φ) по формуле:

где

x_i - ежемесячный дебит по жидкости, т/мес, или обводненность добываемой продукции, % за каждый месяц;

- эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров;

s - стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров;

n - объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров, при φ<10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период, для чего предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%, а при φ>10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.

На фиг.1 представлено изменение нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В.

На фиг.2 представлена динамика роста коэффициента φ (q_зак и В) для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа.

На фиг.3 представлена динамика увеличения ежегодного накопленного прироста добычи нефти для 4-летнего периода после предполагаемого внедрения способа, т/год.

На фиг.4 показано размещение добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяного месторождения при циклическом заводнении, где Δ - нагнетательные скважины; ο - добывающие скважины; □ - источник закачиваемой теплой воды.

На фиг.5 представлен прогноз изменения нормированных показателей по объему закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В.

При разработке нефтяных месторождений методом циклического закачивания вытесняющего агента (воды) добывающие скважины обводняются, а устья нагнетательных скважин в зимний период замерзают. Для устранения этих проблем на участке месторождения с циклической закачкой проводят статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка, представленных в таблице 1.

Таблица 1
Эксплуатационные характеристики
Эксплуатационные характеристики	Обозначение
Среднесуточный дебит нефти за месяц, т/сут	q_н
Среднесуточный дебит жидкости за месяц, м³/сут	q_ж
Обводненность продукции, %	B
Среднесуточный дебит жидкости в пластовых условиях за месяц, м³/сут	q_жпл
Среднесуточный объем закачиваемой воды за месяц, м³/сут	q_зак
Обеспечение отбора жидкости закачкой, м³/сут	q_зак/q_жпл

Все используемые переменные при вычислениях коэффициента флуктуации φ и формулы представлены в таблице 2.

На графиках фигуры 1 приведено изменение нормированных показателей от объема закачиваемой воды q_зак и обводненности добываемой продукции В за период с 2008 по 2011 г. Как видно из графиков, им свойственны существенные отклонения показателей во времени. Данный факт подтверждается значениями величин коэффициента флуктуации φ для всех эксплуатационных характеристик, они приведены в таблице 3.

Таблица 3
Коэффициент флуктуации по основным эксплуатационным характеристикам на примере 4-летней разработки
Коэффициент флуктуации φ	q_н	q_ж	B	q_жпл	q_зак	q_зак/q_жпл
7,90	4,53	1,57	5,03	1,69	1,95

Низкие значения коэффициента флуктуации (φ<10) для q_зак и В говорят о том, что на данные параметры необходимо обратить внимание, поскольку данный факт констатирует наличие перебоев в системе циклической закачки в зимний период эксплуатации и об увеличении обводненности добываемой продукции скважин.

Коэффициент флуктуации определяется отношением эмпирического среднего к стандартному отклонению. Для интерпретации величины коэффициента флуктуации рассмотрим разработку месторождения, состоящего их трех участков, которым соответствуют три числовых множества переменных по добыче нефти (см. таблицу 4).

Таблица 4
Распределение значений переменных по добыче нефти
Период времени	Добыча нефти, т
Участок №1	Участок №2	Участок №3
Январь	0	0	600
Февраль	0	100	525
Март	0	200	575
Апрель	0	300	650
Май	0	400	550
Июнь	0	500	500
Июль	1100	600	600
Август	1100	700	550
Сентябрь	1100	800	550
Октябрь	1100	900	525
Ноябрь	1100	1000	525
Декабрь	1100	1100	450
Эмпирическое среднее	550	550	550
Стандартное отклонение	574	361	52
Коэффициент флуктуации	1,0	1,5	10,5

Из таблицы 4 следует, что все три множества имеют эмпирическое среднее, равное 550, а стандартные отклонения соответственно равны 574, 361 и 52. Самое большое значение стандартного отклонения первого множества говорит о сильных расхождениях значений внутри множества с их средним значением. Стандартное отклонение последнего множества - самое маленькое по причине того, что значения в множестве сгруппированы вокруг среднего значения, а коэффициент флуктуации, наоборот, увеличивается, что свидетельствует о стабильности процесса, в данном случае для добычи нефти. На практике значения коэффициента флуктуации, соответствующие стабильной работе, следует принимать от 10 и более, поскольку в этом случае изменчивость процесса будет минимальной.

Если коэффициент флуктуации φ<10, это свидетельствует о том, что в системе поддержания пластового давления (ППД) существуют недоработки (фиг.2), поэтому на этом участке необходимо провести оптимизацию режима разработки месторождения - стабилизацию закачки вытесняющего агента в зимний период путем предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции скважин. Для предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин температуру вытесняющего агента (воды) повышают до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды. Для подогрева вытесняющего агента применяют природный нефтяной газ (ПНГ), при сжигании которого выделяется тепло. Можно также использовать «бросовое» тепло, которое возникает при подготовке нефти. При глубоком обезвоживании и обессоливании поток добываемой продукции нагревают до 60-80°C и выше. Основная часть оборотного «бросового» тепла эффективно повторно используется, однако товарная нефть на выходе имеет достаточно высокую температуру - до 45°C. Для сдачи этой нефти в систему магистрального транспорта нефть охлаждают до 30°C, утилизируемое при этом тепло можно использовать для нагрева попутной воды, предназначенной для закачки в скважины с целью поддержания пластового давления.

Для оптимизации режима разработки нефтяного месторождения проводят также водоизоляционные работы (ВИР) в добывающих скважинах с высокой обводненностью (более 70%) добываемой продукции до достижения обводненности не более 70%. В добывающем фонде скважин, обводненность которых превышает обводненность за предыдущий рассматриваемый период на 15-20% от средних значений, необходимо проводить 6-7 водоизоляционных работ ежегодно, а за весь период - порядка 25-30 ВИР. Данные группы мероприятий дадут усредненный ежегодный прирост добычи нефти в пределах 200 т нефти на каждую добывающую скважину участка, что в среднем каждый год по участку будет приносить дополнительные 10 тыс. т нефти (фиг.3). Водоизоляционные работы на обводненных скважинах производят по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Выбор реагента для водоизоляционных работ зависит от вида коллектора: для терригенного коллектора с пресными водами выбирают кремнийорганический продукт 119-296И, для терригенного коллектора с высокоминерализованными водами используют реагент Витам, а для карбонатного коллектора с водами любой минерализации подходит дисперсная система, состоящая из набухающего порошка эластомера В 50Э в 0,3%-ном растворе полиакриламида DP9-8177.

После повышения температуры закачиваемой воды с применением теплоты сгорания ПНГ или «бросового» тепла в водоводах и после проведения водоизоляционных работ в отдельных добывающих скважинах с высокой обводненностью добываемой продукции коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик q_зак и В начнет расти. Аналогичным образом проводят оптимизацию на других участках нефтяного месторождения, где поддерживается циклическая закачка.

Прогнозируемая динамика изменения коэффициента φ в течение 4 лет после применения предлагаемого способа приведена на фигуре 2. Как видно из фигуры 2, рост коэффициента флуктуации по истечении 4 лет достигает значений 10 и более, которые являются оптимальными величинами для наилучшего функционирования системы разработки месторождения.

Для оценки возможности предупреждения замерзания устьевого оборудования нагнетательных скважин рассмотрим участок, разбуренный по сетке плотностью 16 га/скв. с 12 нагнетательными и 50 добывающими скважинами. Расстояние нагнетательных скважин от добывающих выбрано с учетом рационального вытеснения нефти водой из менее нефтенасыщенных и частично заводненных пластов к более нефтенасыщенным. Расположение нагнетательных и добывающих скважин и их расстояние от пункта поступления теплой воды приведены на фиг.4 и в таблицах 5-5г. С учетом того что 7 из 12 нагнетательных скважин малодебитные (до 50 м³/сут), ежегодно в зимний период происходит их полная остановка. Остальные 5 нагнетательных скважин также подвергаются опасности промерзания устья скважин из-за охлаждения водовода. Решением данной проблемы является повышение температуры вытесняющего агента в водоводах, например, с 5 до 10-20°C за счет теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла. Это позволит повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой попутной воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта благодаря проведению полноценной эксплуатации системы циклической закачки в период повышенной опасности промерзания устья скважин (в зимние месяцы).

Таблица 5
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 5°C
Номер нагнетательной скважины	Расход скважины, м³/сут	Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м	Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C	Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10	-20	-30	-10	-20	-30
12577	100	2200	266	146	101	3600	2850	2250
11954	47	1600	125	69	48	730*	470*	256*
9017	48	2000	128	70	51	886*	631*	395*
8009	49	1600	130	71	50	769*	526*	319*
10728	50	800	133	73	51	1161	987	760*
13138	77	1200	205	113	78	1567	1380	1191*
9521	105	1200	279	154	106	2287	1665	1305
11474	37	400	98	54	37	311*	202*	59*
12909	43	800	114	63	44	1021	812	570*
11240	54	2000	144	79	55	1600*	1050*	600*
10095	45	1200	120	66	46	1389	1213	1067*
12577	84	1600	223	123	85	2200	1687	1254*
* Скважина замерзает

Таблица 5а
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 10°С
Номер нагнетательной скважины	Расход скважины, м³/сут	Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м	Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C	Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10	-20	-30	-10	-20	-30
12577	100	2200	455	266	189	9531	6295	4508
11954	47	1600	214	125	89	5880	4558	3277
9017	48	2000	218	128	91	6006	5021	4019
8009	49	1600	223	130	93	6132	4085	3262
10728	50	800	228	133	94	3636	2225	1778
13138	77	1200	350	205	145	5223	4846	2548
9521	105	1200	478	279	198	5889	5073	4418
11474	37	400	168	98	70	1630	1330	1057
12909	43	800	196	114	81	3381	2107	1619
11240	54	2000	246	144	102	6156	5399	4172
10095	45	1200	205	120	84	4630	3833	2894
12577	84	1600	382	223	159	8910	3688	1935

Таблица 5б
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 15°C
Номер нагнетательной скважины	Расход скважины, м³/сут	Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м	Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C	Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10	-20	-30	-10	-20	-30
12577	100	2200	601	367	266	9912	6996	4885
11954	47	1600	283	173	125	6186	4740	3408
9017	48	2000	289	176	128	6246	5272	4180
8009	49	1600	295	180	130	6377	4248	3392
10728	50	800	301	184	133	3771	2314	1867
13138	77	1200	463	283	205	5432	4040	2650
9521	105	1200	631	386	279	5525	5276	4595
11474	37	400	223	136	98	1695	1383	1099
12909	43	800	259	158	114	3516	2191	1684
11240	54	2000	325	198	144	6402	5615	4339
10095	45	1200	271	162	120	4815	3986	3010
12577	84	1600	505	308	223	7238	5558	3980

Таблица 5в
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре воды 20°C
Номер нагнетательной скважины	Расход скважины, м³/сут	Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м	Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C	Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10	-20	-30	-10	-20	-30
12577	100	2200	721	455	335	10308	7245	5080
11954	47	1600	339	214	158	6433	4930	3544
9017	48	2000	346	218	161	6496	5483	4347
8009	49	1600	353	223	164	6632	4418	3528
10728	50	800	360	227	168	3923	2406	1942
13138	77	1200	555	350	258	5649	4202	2756
9521	105	1200	757	478	352	5746	5487	4779
11474	37	400	267	168	124	1763	1438	1143
12909	43	800	310	196	144	3657	2279	1751
11240	54	2000	389	246	181	6658	5840	4513
10095	45	1200	324	205	151	5008	4145	3130
12577	84	1600	606	382	282	7527	5780	4139

Таблица 5г
Распределение температур в наземных водоводах нагнетательных скважин при температуре 25°C
Номер нагнетательной скважины	Расход скважины, м³/сут	Расстояние от пункта поступления теплой воды до скважины, м	Расстояние начала оледенения от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C	Расстояние замерзания воды от устья скважины, м, при температуре окружающей среды, °C
-10	-20	-30	-10	-20	-30
12577	100	2200	822	532	398	10720	7535	5283
11954	47	1600	386	250	187	6690	5127	3686
9017	48	2000	395	255	191	6756	5702	4521
8009	49	1600	403	261	195	6897	4595	3669
10728	50	800	411	266	199	3980	2502	2020
13138	77	1200	633	410	306	5875	4370	2866
9521	105	1200	863	559	418	5976	5706	4970
11474	37	400	304	197	147	1833	1490	1189
12909	43	800	354	229	171	3803	2370	1821
11240	54	2000	444	287	215	6924	6074	4693
10095	45	1200	370	239	179	5208	4310	3255
12577	84	1600	691	447	334	7828	6011	4304

Расчеты границ начала оледенения и замерзания производят согласно программному обеспечению «Эстен» (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2011660109 от 09.11.2012 г.). При расчетах принята следующая группа исходных данных: наружный диаметр водовода - 114 мм, фактические протяженности водоводов для скважин приведены в таблицах 5-5г.

Рассмотрим крайние значения внешних факторов, соответствующие максимально негативным погодным условиям, в частности сильному ветру на морозе, при этом коэффициент теплоотдачи водовода принимается равным 7,7 ккал/(час·м²·°C). Начальная температура воды составляла 5°C, температура воздуха снижалась от минус 10 до минус 30°C. В таблицах 5-5г приведены координаты начала оледенения и полного замерзания воды в водоводах при температуре 5-25°C.

Из расчетов согласно программному обеспечению «Эстен», проведенных на основании данных по координатам начала оледенения, полного промерзания и протяженности водоводов от пункта поступления теплой воды до нагнетательных скважин, видно, что при повышении температуры закачиваемой воды до 10°C (таблица 5а), 15°C (таблица 5б) и 20°C (таблица 5в) соответственно ни один водовод и ни одна скважина не замерзнут. При этом было выявлено, что температура вытесняющего агента 5°C не позволит защитить нагнетательные скважины от замерзания (таблица 5). Повышение температуры вытесняющего агента выше 20°C (до 25°C, таблица 5г) является нецелесообразным, так как расходуется большее количество энергии на ее подогрев, тем более что излишний подогрев на конечный результат не влияет, поэтому оптимальной является температура вытесняющего агента в пределах 10-20°C (таблицы 5а-5в).

Путем расчета согласно программному обеспечению «Эстен» из таблиц 5а, 5б и 5в определили, что температуру вытесняющего агента для каждой нагнетательной скважины в зимний период необходимо повышать до 10-20°C с учетом температуры окружающей среды. Далее проводят водоизоляционные работы на добывающих скважинах с обводненностью выше 70%.

Как видно из фигуры 3, за счет повышения температуры закачиваемой воды в водоводе и проведения водоизоляционных работ нефтедобывающее предприятие ежегодно дополнительно будет получать около 10-11 тыс. т нефти, при перерасчете на четыре года (планируемый нами период) прирост достигнет существенной величины, а именно около 43 тыс. т нефти.

Пример практического применения. Месторождение поделено на участки согласно сетке. Рассмотрим один из участков с циклической закачкой вытесняющего агента с первоначальной температурой 5°C. Провели статистическую обработку эксплуатационных параметров участка нагнетательных и добывающих скважин. Их анализ показал, что среднесуточная закачка вытесняющего агента (воды) за 4-летний период составляет 305,4 т/сут, а стандартное отклонение - 180,3, коэффициент флуктуации φ для q_зак составил 305,4/180,3=1,69. Ниже приведен полный расчет φ для q_зак:

*φ^до - коэффициент флуктуации до проведения мероприятий.

Цифры в числителе - объемы суточной закачки воды в м³/сут; 305,4167 - эмпирическое среднее; 180,28038 - стандартное отклонение.

Коэффициент флуктуации по обводненности добываемой продукции (и $ϕ_{B}^{д о}$ ) рассчитывается аналогично. По значениям среднесуточных показателей по обводненности продукции и стандартному отклонению коэффициент флуктуации φ для В составил 1,57:

Исходя из вышеприведенных данных следует, что система ППД работает нестабильно, так как $ϕ_{q ж}^{д о}$ и $ϕ_{B}^{д о} < 10$ , поэтому провели оптимизацию процесса: повысили температуру вытесняющего агента от первоначальной 5°C до 10°C, а для снижения обводненности добываемой продукции провели водоизоляционные работы на 6 скважинах с обводненностью от 70 до 95%. Водоизоляционные работы на обводненных скважинах проводили по стандартным технологиям, принятым при ремонте скважин. Через год после проведенных работ по оптимизации процесса коэффициент флуктуации φ_зак увеличился от 1,69 до 2,23, φ_В от 1,57 до 4,85 (фиг.2) и через 4 года достиг величины 10,15 для q_зак 10,13 для В соответственно, что говорит о минимальной изменчивости процесса, то есть о стабильной работе скважин. При φ>10 продолжают поддерживать круглогодичную циклическую закачку вытесняющего агента.

Внедрение технологии применения теплоты сгорания ПНГ или использования «бросового» тепла для повышения температуры в водоводах, а также проведение водоизоляционных работ в добывающих скважинах позволит повысить коэффициент флуктуации φ для двух эксплуатационных характеристик: q_зак и B. Изменения на графиках при прошествии нескольких лет уменьшатся (изначально нами был выбран период в 4 года с целью сохранения актуальности и схожести фильтрационно-емкостных характеристик пласта).

Рассмотрим графики фигуры 5, на которых аналогично показаны прогнозируемые нормированные показатели по q_зак и В при использовании предлагаемого способа в течение четырех лет. Для наглядности оси на фигуре 5 имеют такой же масштаб, как и на фигуре 1. Повышение коэффициента φ вызвало снижение амплитуды колебания графиков на фигуре 5, что свидетельствует о стабилизации технологического процесса в результате более ровной и стабильной работы системы циклического заводнения и контроля обводненности добываемой продукции скважин.

Таким образом, предложенный способ разработки нефтяного месторождения позволяет повысить текущие отборы нефти при одновременном уменьшении отбираемой закачиваемой воды за счет увеличения охвата заводнением и вытеснения нефти из низкопроницаемых слоев и зон продуктивного пласта. При этом также достигается экономия материальных средств за счет уменьшения отбора воды и прироста добычи нефти.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий циклический режим закачки вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин и отбор нефти через систему добывающих скважин, отличающийся тем, что проводят ежегодную статистическую обработку эксплуатационных характеристик участка нагнетательных и добывающих скважин по двум эксплуатационным параметрам: объему закачиваемой воды и обводненности добываемой продукции, определяют их коэффициент флуктуации (φ) по формуле:

где
x_i - ежемесячный дебит по жидкости, т/мес, или обводненность добываемой продукции, % за каждый месяц;
- эмпирическое среднее статистически обрабатываемых параметров;
s - стандартное отклонение статистически обрабатываемых параметров;
n - объем выборки, взятый за последние четыре года работы скважины с ежемесячными значениями упомянутых параметров, при φ<10 проводят оптимизацию режима циклической закачки вытесняющего агента с его закачкой в зимний период, для чего предупреждают замерзание устья нагнетательных скважин в этот период, повышают температуру вытесняющего агента до 10-20°C от первоначальной на пункте поступления теплой воды и проводят водоизоляционные работы в добывающих скважинах до достижения обводненности добываемой продукции не более 60-70%, а при φ>10 продолжают принятый циклический режим закачки вытесняющего агента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. При разработке нефтяной залежи ведут отбор продукции через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимердисперсной системы.

Способ разработки многообъектного нефтяного месторождения // 2530005

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при разработке многообъектного нефтяного месторождения. Способ включает бурение наклонных скважин, вскрывающих несколько объектов, вторичное вскрытие продуктивных объектов, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) вскрытых объектов, отбор продукции через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами с проведением многократного гидравлического разрыва пласта // 2528309

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие.

Способ разработки нефтяной залежи с проведением гидроразрыва пласта // 2528308

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта δmax1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие.

Способ регулирования разработки нефтяной залежи // 2528185

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения.

Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины // 2527958

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта.

Способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа // 2527432

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами // 2527429

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин.

Способ разработки трещинно-порового коллектора // 2527053

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора.

Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи горизонтальными скважинами с поддержанием пластового давления // 2526430

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Способ организации вертикально-латерального заводнения // 2531074

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. Сущность изобретения: по способу используют простаивающие - находящиеся в консервации вертикальные или наклонно направленные скважины. Выбирают скважины, расконсервируемые в качестве добывающих и нагнетательных. В расконсервируемых в качестве добывающих скважинах изолируют нижнюю половину продуктивного пласта, но оставляют незатронутым перфорированный интервал в верхней половине продуктивного пласта, спускают насосно-компрессорные трубы - НКТ с глубинным насосом и/или другим оборудованием в соответствии с планируемым способом эксплуатации и запускают скважину в эксплуатацию с добычей продукции из перфорированной верхней половины продуктивного пласта. В скважинах, расконсервируемых в качестве нагнетательных, спускают НКТ с пакером, устанавливают пакер на уровне двух третей продуктивной толщины от кровли пласта и затем производят закачку воды в нижнюю треть продуктивного пласта. По одному из вариантов изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют путем установки цементного моста или заливки нижней части забоя цементом. По другому варианту изоляцию нижней половины продуктивного пласта осуществляют применением НКТ с пакером, герметичной заглушкой на нижнем торце НКТ и наличием отверстий, щелей или других сквозных прорезей в НКТ на уровне верхней перфорированной половины продуктивного пласта. При этом пакер устанавливают на уровне середины толщины продуктивного пласта. 5 з.п. ф-лы.

Способ разработки нефтяной залежи // 2535545

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, снабжение каждой нагнетательной и добывающей скважины датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замер забойных давлений во всех скважинах и вычисление пластового давления вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Согласно изобретению проводят выборку добывающих скважин, обводненность продукции которых за последние два месяца увеличилась на 5% и более. Группируют выбранные скважины по наличию очагов обводнения, коэффициента взаимовлияния скважин, взаиморасположения скважин и участков. Ранжируют выбранные участки по приоритетам значительного отклонения параметров работы скважин от оптимальных, значительных остаточных запасов или ранней стадии разработки, снижения капитальных вложений для обеспечения предлагаемых режимов работы скважин. В выбранных скважинах первоочередно проводят мероприятия по снижению обводненности и поддержанию в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом коэффициент взаимовлияния скважин определяют эмпирически по изменению градиента давления в добывающих скважинах посредством изменения объемов компенсации через закачку агента в нагнетательные скважины - от максимальных объемов для песчанистых продуктивных пластов до минимальных объемов для глинистых продуктивных пластов. Для первоочередных мероприятий назначают участок с параметрами компенсации 110%. 1 пр.

Способ повышения эффективности уплотняющего бурения скважин // 2535577

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности уплотняющего бурения скважин, обеспечивающего повышение объемов добычи нефти и более стабильную ее динамику без необходимости увеличения капитальных затрат на бурение. Сущность изобретения: необходимый результат по способу достигают построением карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карт распределения текущего пластового давления на основе данных эксплуатации и исследования скважин. Места размещения и тип уплотняющих скважин выбирают на основе комплексного рассмотрения карт распределения невыработанных запасов нефти и/или карт текущей нефтенасыщенности и карты распределения текущего пластового давления. Местоположение добывающих уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления более 85-90% от начальной величины. Местоположение нагнетательных уплотняющих скважин выбирают в зонах локализации невыработанных запасов нефти с текущими значениями пластового давления менее 85-90% от начальной величины. Оценку эффективности бурения уплотняющих скважин осуществляют на основе прогнозных технологических показателей по залежи в целом или ее участку, охватывающему все проектные уплотняющие скважины и соседние с ними ранее пробуренные скважины, с использованием адаптированной к данным предшествующих эксплуатации и исследования скважин трехмерной геолого-технологической модели залежи. 1 пр., 7 ил.

Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами // 2536891

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в горизонтальной добывающей скважине определяют обводнившийся интервал горизонтального ствола. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде. На колонне насосно-компрессорных труб в обводнившийся интервал горизонтального ствола спускают фильтр длиной, равной длине обводнившегося интервала. У начала и конца фильтра устанавливают пакеры и их запакеровывают. По колонне насосно-компрессорных труб закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора, и запускают скважину в эксплуатацию. 3 пр.

Способ разработки нефтяной залежи многозабойными горизонтальными скважинами // 2536895

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненных неоднородных глинистых продуктивных пластов. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции и повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор добываемой продукции через добывающие скважины, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Согласно изобретению в многозабойных горизонтальных добывающих скважинах при бурении в конструкции предусматривают технические решения, обеспечивающие открытие и закрытие каждого ствола. С помощью этого определяют обводнившийся горизонтальный ствол. Проводят лабораторные исследования на керне разрабатываемого пласта. Керн предварительно обводняют, отдельно определяют набухаемость глинистых составляющих в пресной воде и забивание пор пласта твердыми взвешенными частицами. При открытом обводненном стволе и закрытых других в скважину закачивают пресную воду с минерализацией не более 1,5 г/л и содержанием твердых взвешенных частиц не более 40 мг/л в объеме, равном 1-10% объема порового пространства призабойной зоны пласта рассматриваемого горизонтального ствола. Проводят выдержку в течение времени, достаточного для набухания глинистых составляющих коллектора. После этого закачивают воду с содержанием твердых взвешенных частиц 70-200 мг/л, которые берут из продукции скважин, добываемой из данного пласта, до падения приемистости не менее чем в два раза от первоначальной. Затем закачку прекращают и скважину запускают в эксплуатацию. 3 пр.

Способ разработки нефтяного месторождения // 2538553

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение нефтеизвлечения путем закачки полимерной системы в пласт через нагнетательные скважины с упрощением технологии и уменьшением затрат. Способ включает закачку в пласт дисперсной полимерной системы через нагнетательные скважины, которые сообщены через напорный коллектор и блок гребенки - БГ с кустовой насосной станцией - КНС. По способу с применением упомянутого оборудования водовод снабжают расходомером и регулируемой задвижкой, функционально связанной с расходомером. Установку смешения сообщают с водоводом до КНС или после КНС, являющимся входным для БГ. Приготовленную на установке смешения дисперсную полимерную систему закачивают по трубопроводу с задвижкой в водовод, являющийся входным для БГ, с возможностью поддержания на одном уровне расхода поступающей на БГ воды. Это позволяет производить закачку дисперсной полимерной системы в необходимой концентрации. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи // 2540714

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи // 2540715

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Способ повышения подвижности нефти за счет восстановления пластового давления и обратного растворения газа в нефти // 2541961

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к месторождениям легких нефтей (высокое газосодержание и давление насыщения нефти газом, близкое или равное начальному пластовому давлению), и направлено на повышение продуктивности скважин путем увеличения подвижности нефти за счет растворения в породе выделившегося из нефти газа при восстановлении пластового давления. Способ повышения подвижности нефти залежи применяется к залежам, разрабатываемым добывающими и нагнетательными скважинами. При осуществлении способа переводят добывающие скважины на другие залежи, консервируют добывающие скважины на период «подкачки» и «релаксации» залежи, ликвидируют добывающие скважины, при этом осуществляют постоянный контроль за величиной газового фактора и обводненностью. Данные действия позволяют ускорить процесс восстановления пластового давления за отсутствием отборов, понижающих пластовое давление. Остановленные добывающие скважины вводят в эксплуатацию по мере восстановления пластового давления залежи до уровня, перекрывающего величину гистерезиса обратного растворения газа по давлению, при этом осуществляют периодический запуск скважин для оперативного контроля над продуктивностью, обводненностью и величиной газового фактора. После чего бурят проектные добывающие скважины. 2 ил.

Способ разработки газонефтяной залежи // 2543009

Изобретение относится к разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущения прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть, бурят строго друг под другом горизонтальные скважины. Часть скважин расположена над зоной газонефтяного контакта, часть - под зоной газонефтяного контакта. В верхние горизонтальные скважины нагнетают воду, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз - до зоны нефтяной оторочки. После этого выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии, имеющей повышенную вязкость, и увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается надежная изоляция нефтяной оторочки от газовой шапки в окрестности рассматриваемых скважин. Затем в те же, верхние, скважины закачивают гидрофобную жидкость - она также опускается вниз и, распределяясь в объеме пласта, создает над водонефтяной эмульсией еще один слой, который препятствует продвижению этой эмульсии вверх - в газовую часть пласта. Таким образом, закачка гидрофобной жидкости позволяет создать зону, непроницаемую для водонефтяной эмульсии, а последняя, в свою очередь, предотвращает попадание нефти в газовую шапку. После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.