Способ разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к способам добычи различных типов нефтей (от особо легкой до битуминозной) на месторождениях, находящихся на любой стадии разработки с использованием всех видов теплоносителей и химреагентов. Способ включает вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти. В каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового в количестве, обеспечивающем общий объем энергоносителя. Повышается добыча нефти за счет равномерного радиального распределения энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта. 3 ил.

 

Изобретение относится к способам добычи различных типов нефтей (от особо легкой до битуминозной) на месторождениях, находящихся на любой стадии разработки, с использованием всех видов теплоносителей (жидкие, газообразные, газожидкостные) и химреагентов (кислот, растворителей, ПАВ) и может быть использовано в нефтегазодобывающих отраслях промышленности.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2047753, опубл. 10.11.1955 г., Е21В 43/24), включающий закачку через нагнетательные скважины теплоносителя, циклическую подачу в них не нагретой воды и отбор нефти через добывающие скважины, при этом в качестве не нагретой воды закачивают воду, близкую по составу к пластовой, закачку ее осуществляют в законтурную область залежи, а объемы закачки уменьшают или увеличивают в каждом цикле ступенчато, при достижении 70-80% обводненности добываемой продукции объемы закачиваемой не нагретой поды уменьшают до нуля. Закачку теплоносителя через нагнетательные скважины проводят в циклическом режиме.

Однако этот способ имеет ряд недостатков, состоящих в том, что наличие нагнетательных скважин приводит к уменьшению добывающего фонда скважин, понижает энергетический потенциал теплоносителя при его движении к добывающей скважине и его неконтролируемым прорывам при непрерывной циклической закачке рабочих агентов (теплоноситель, вода) и снижает добычу нефти на разрабатываемом участке месторождения.

Известен способ термоциклического воздействия на пласт (патент №1739698, опубл. 10.10.1955 г., Е21В 43/24), включающий режим непрерывной закачки теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины, при этом после достижения увеличения размеров зоны прогрева на 3-15% от объема пласта, заключенного в пределах элемента разработки, закачку прекращают на период 3-60 суток, а после прогрева не менее 20% объема пласта на последующих циклах обработки с целью снижения энергозатрат вместо теплоносителя закачивают не нагретую воду, при этом перед прекращением закачки как теплоносителя, так и не нагретой воды в течение 3-30 суток оставшиеся объемы вводят при максимально технически возможных величинах.

Однако этот способ имеет ряд недостатков, состоящих в том, что вскрытие пласта сеткой нагнетательных и добывающих скважин снижает фонд добывающих скважин, а последовательный ввод теплоносителя и не нагретой воды в режиме непрерывной закачки способствует их линейному прорыву, уменьшающему охват пласта и тепловую энергию теплоносителя, что в конечном итоге снижает добычу нефти.

Более близким к заявляемому способу по технологической сущности и достигаемому результату является способ (патент РФ №2134776, опубл. 20.08.1999 г., Е21В 43/24) энергоциклической обработки скважин в неоднородном по проницаемости пласте, включающий вскрытие пласта, по крайней мере, одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, при этом закачку энергоносителя в первом цикле ведут при давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва пласта, а в последующих циклах давление закачки энергоносителя последовательно повышают до максимальной величины давления гидроразрыва пласта.

Недостатком этого способа является низкая добыча нефти по причине того, что принятые технологии закачки полного объема энергоносителя в первом цикле при давлении, равном минимальному давлению гидроразрыва, а в последующих повышающимся до максимальной величины давления гидроразрыва пласта, неизбежно приводят к локальным линейным прорывам энергоносителя в зоны, ненасыщенные нефтью, в связи с этим не обеспечивается радиальное поступление его в нефтенасыщенную зону пласта, снижается площадь охвата пласта энергоносителем и объемы добытой нефти.

Задачей, решаемой изобретением, является усовершенствование способа разработки нефтяных месторождений. Технический результат изобретения - повышение добычи нефти за счет равномерного радиального распределения энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта.

Технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяных месторождений включает вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, циклическую закачку в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, при этом в каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового, в количестве, обеспечивающем общий объем энергоносителя.

В результате такого воздействия (фиг. 1) предложенный способ исключает линейные прорывы энергоносителя по каналам трещин гидроразрыва, которые соединяют нефтенасыщенные и не нефтенасыщенные зоны пласта (фиг. 2), тем самым обеспечивает радиальное поступление полного объема энергоносителя только в нефтенасыщенную зону (фиг. 3), повышает площадь его охвата и увеличивает добычу нефти.

На фиг. 1 представлена схема процесса.

На фиг. 2 показан линейный прорыв энергоносителя в не нефтенасыщенную зону пласта.

На фиг. 3 показано радиальное перераспределение энергоносителя в нефтенасыщенной зоне пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

Нефтенасыщенный пласт вскрывают по крайней мере одной скважиной, либо используют имеющуюся из пробуренного фонда, но не обеспечивающую требуемого уровня добычи, определяют начальное пластовое давление и минимальную величину давления гидроразрыва пласта.

Закачку первой части энергоносителя из общего объема начинают при текущем забойном давлении и завершают ее при достижении минимального давления гидроразрыва пласта, а затем с целью равномерного перераспределения энергоносителя в радиальном направлении скважину останавливают на время снижения давления до начального пластового. Затем возобновляют закачку следующих порций энергоносителя в указанной последовательности, завершая при достижении его расчетной величины и переводом скважины на добычу нефти до прекращения технологической эффективности закачанного энергоносителя.

В результате реализации данного способа воздействия происходит увеличение площади охвата энергоносителем в радиальном направлении, объемов обработанной нефтенасыщенной зоны пласта и увеличение добычи нефти.

Технологическая эффективность предложенного способа была подтверждена в промысловых условиях Краснодарского края на месторождении Зыбза-Глубокий Яр. Сравнительные испытания проводились на двух скважинах №1001 и 1004, которые были пробурены на продуктивные отложения понтического горизонта Южно-Зыбзенского участка с одинаковыми геолого-физическими характеристиками пласта и физическо-химическими свойствами пластовых флюидов, находились до испытаний на одинаковой стадии разработки, имели практически равные эксплуатационные показатели (обводненность, газосодержание добывающей продукции, годовая добыча нефти, воды, газа), а после испытаний равное время отработки. В качестве энергоносителя применили парогаз с одинаковыми показателями рабочих параметров (объем, температура и т.д.).

По способу прототипа в скважину №1004 при текущем дебите по нефти 0,31 т/сут закачку парогаза проводили непрерывно по условиям первого цикла при минимальном давлении гидроразрыва пласта 2,5 МПа, общим объемом 188,5 т из расчета 30 т парогаза на 1 м эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, с темпом ввода 1,8 т/ч. Затем скважину закрывали на 7 суток с последующим запуском в эксплуатацию. Время эксплуатации продолжалось 37 месяцев до достижения начального дебита нефти, а добыча нефти составила 547 т.

Согласно заявленному изобретению в скважину №1001 при текущем дебите по нефти 0,29 т/сут закачку всего объема парогаза 180 т проводили частями. Закачку первой части энергоносителя начинали с текущего забойного давления 0,3 МПа и прекращали при достижении давления минимального гидроразрыва пласта 2,5 МПа. Затем скважину останавливали на время падения давления до начального пластового 2,0 МПа, после чего приступали к закачке следующей части энергоносителя. Для достижения общего объема парогаза потребовалось вводить 5 частей с пятью остановками скважины между закачиваемыми частями энергоносителя с общим временем 8,25 суток. Время эксплуатации продолжалось 37 месяцев до достижения начального дебита нефти, а добыча нефти составила 868 т.

Полученные результаты первого цикла испытаний показывают, что заявленный способ позволяет увеличить радиальный охват пласта воздействием энергоносителя и добычу нефти на 37%.

Повторный (второй) сравнительный цикл закачки энергоносителя (парогаза) был осуществлен на том же промысловом объекте.

По способу прототипа в скважину №1004 при текущем дебите по нефти 0,30 т/сут закачку парогаза проводили непрерывно по условиям второго цикла при максимальном давлении гидроразрыва пласта 2,8 МПа, общим объемом 251,1 т. Затем скважину закрывали на 7 суток с последующим запуском в эксплуатацию. За 54 месяца эксплуатации добыча нефти составила 137 т.

Согласно изобретению во втором цикле в скважину №1001 при текущем дебите по нефти 0,30 т/сут закачку всего объема парогаза 250 т проводили частями. Закачку первой части энергоносителя начинали с текущего забойного давления 0,34 МПа и прекращали при достижении давления минимального гидроразрыва пласта 2,5 МПа. Затем закачку прекращали и скважину останавливали на время падения давления до начального пластового 2,0 МПа. Для достижения общего объема парогаза потребовалось вводить 7 частей с семью остановками скважины между закачиваемыми частями энергоносителя с общим временем 13,2 суток. За 54 месяца эксплуатации добыча нефти составила 829,9 т.

Полученные результаты второго цикла испытаний показывают, что при увеличении давления закачки энергоносителя до значения максимального гидроразрыва пласта приводит к снижению добычи нефти на 83,5% по сравнению с заявленным способом.

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий вскрытие пласта по крайней мере одной скважиной, гидроразрыв пласта, проводимые циклически закачки в скважину энергоносителя, остановку скважины на реагирование и добычу нефти, отличающийся тем, что в каждом цикле закачку всего объема энергоносителя ведут частями, величина которых определяется достижением давления минимального гидроразрыва пласта, с последующими между ними остановками скважины на время падения давления до начального пластового, в количестве, обеспечивающем закачку общего объема энергоносителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области систем перфорации нефтяных скважин. Устройство для инициирования перфоратора нефтяной скважины содержит корпус с расположенными в нем последовательно установленными воспламенительными головками, возбуждаемыми независимыми друг от друга ударными механизмами, соединенными со средствами передачи энергии детонации к кумулятивным зарядам, находящимся в упомянутом перфораторе, одна из которых выполнена с возможностью возбуждения от давления жидкости, а корпус снабжен средством для создания давления жидкости для ее инициирования через затрубное пространство.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам эксплуатации скважин сверхвязкой и высоковязкой нефти. Способ включает установку скважинного штангового насоса, подключение гидроцилиндра, гидростанции и системы управления.

Группа изобретений относится к области строительства и заканчивания скважины. Для осуществления способа строительства и заканчивания скважины бурят основной ствол скважины, прорабатывают секцию под хвостовик, спускают спусковой инструмент с ориентационным прибором, хвостовиком и якорем-подвеской с ориентационным профилем, устанавливают хвостовик с якорем-подвеской в открытом стволе скважины на заданной глубине, записывают информацию о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, при этом для определения положения ориентационного профиля перед спуском в скважину выставляют точки замера ориентационного прибора и ориентационного профиля таким образом, чтобы их ориентация относительно апсидальной плоскости была одинакова, активируют якорь-подвеску, освобождают спусковой инструмент и производят подъем спускового инструмента на поверхность, производят считывание данных ориентационного прибора о фактическом положении ориентационного профиля якоря-подвески в скважине относительно апсидальной плоскости, осуществляют спуск компоновки фрезы и полого клина-отклонителя с заранее выставленной на устье ориентацией отклоняющей поверхности и ориентационного профиля, стыкуют и фиксируют полый клин-отклонитель в якоре-подвеске, освобождают фрезу от полого клина-отклонителя и осуществляют бурение ответвления бокового ствола скважины по отклоняющей поверхности клина-отклонителя, осуществляют спуск хвостовика, выполненного с возможностью добычи флюида, в интервал расположения полого клина-отклонителя.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей за счет выравнивания фронта вытеснения. Способ включает разбуривание вертикальных скважин по определенной схеме, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и добычу нефти из добывающих скважин, строительство как минимум одной дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины между рядами вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальной частью, располагаемой перпендикулярно линиям тока пластовых флюидов.

Группа изобретений относится к области погружных скважинных насосов, таких как электрические погружные насосы, более конкретно к секциям уплотнения лабиринтного типа, которые позволяют удерживать диэлектрическую текучую среду при давлении окружающей среды в скважине. Способ для перекачивания текучей среды содержит этапы, на которых вращают двигатель, соединенный трансмиссией с насосом, причем двигатель и насос расположены в корпусе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение и стабилизация пластового давления для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, работоспособность насосного оборудования, исключение снижения продуктивности работы скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме. Технический результат - повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления/увеличения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин. Способ гидроимпульсной имплозионной обработки скважин путем воздействия на призабойную зону пласта с использованием эффекта имплозии включает спуск в скважину имплозионного устройства на насосно-компрессорных трубах, содержащего имплозионную камеру с расширенной частью, концентраторы давления, плунжер и клапан.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи полезных ископаемых через буровые скважины после проведения гидроразрыва пласта и повышения проницаемости горных пород в макрообъемах в околоскважинном пространстве. Техническим результатом является повышение технологической и эксплуатационной эффективности процесса добычи углеводородов.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к осцилляторам бурильной колонны, предназначенным для создания гидромеханических импульсов, воздействующих на бурильную колонну. Осциллятор содержит генератор импульсов давления, включающий верхний переводник, винтовую пару с рабочими органами на базе героторного механизма – статора и размещенного внутри него с эксцентриситетом ротора, и клапанное устройство, включающее подвижный клапанный элемент – клапан и неподвижный клапанный элемент – седло.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, к области интенсификации добычи нефти путем тепловой обработки призабойной зоны пласта добывающей скважины. Для осуществления способа тепловой обработки призабойной зоны добывающей скважины определяют зависимость структуры адсорбционного слоя от концентрации поверхностно-активного вещества.
Наркология
Наверх