Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения

Авторы патента:

E21B47/04 - измерение глубины или уровня жидкости (измерение уровня жидкости вообще G01F)

E21B43/30 - особая сетка размещения скважин, например с целью выбора оптимального варианта (добыча нефти с использованием вспомогательных станций E21B 43/017)

E21B43/20 - вытеснением водой

Владельцы патента RU 2780980:

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

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами, а именно к способам снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин преимущественно в зрелых месторождениях. Для осуществления способа разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающего верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, производят забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны. Нагнетают жидкость в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности. В контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт. Посредством наблюдательных скважин периодически контролируют уровень водонефтяного контакта. Перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта. Достигается технический результат – снижение притока воды из пласта и обводненности поднимаемой из скважины нефти. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Из уровня техники известен способ снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков путем закачки в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3 - 1,2 кгс/см²на границе раздела фаз нефть - вода и пуск скважины в работу (см. Патент РФ № 2161246, МПК Е21В 43/00, опуб. 27.12.2000, бюл. №36).

Недостатками известного технического решения являются его сложность и трудоемкость реализации, связанная с необходимостью применения специального оборудования и закачки в скважину нефти.

Известен способ снижения обводненности, включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков путем ограничения глубины скважины выше уровня водонефтяного контакта (см. Патент РФ № 2379500, МПК Е21В 43/12; Е21В 43/08, опуб. 10.01.2010, бюл. №1).

Недостатком указанного способа является возможность прорыва на забой скважины воды при изменении глубины залегания водонефтяного контакта в процессе отбора пластовой среды и закачки воды в водоносный пласт из нагнетательных скважин. Кроме того, разработка нефтяных залежей терригенных, так и карбонатных залежей нефти осложнена близостью подошвенных вод.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий подъем нефти из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами с их размещением в плане внутри контура нефтеносности, нагнетанием жидкости в водоносный пласт, размещенный ниже продуктивного пласта, нагнетательными скважинами, расположенными за контуром нефтеносности (см. книгу: Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. - М.: ФГУП изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 178-180), который принят за прототип.

Недостатком указанного способа является возможность прорыва на забой эксплуатационной скважины воды при изменении глубины залегания водонефтяного контакта в процессе отбора пластовой среды и закачки воды в водоносный пласт из нагнетательных скважин.

Технической задачей заявленного изобретения является снижение притока воды из пласта и обводненности поднимаемой из скважины нефти.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающего верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны, нагнетанием жидкости в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности, согласно техническому решению, в контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт, посредством которых периодически контролируют уровень водонефтяного контакта, перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта.

При подъеме уровня водонефтяного контакта в процессе откачки пластовой среды из продуктивного пласта и закачки жидкости в водоносный пласт в эксплуатационной колонне выше перфорированного участка выполняют дополнительную перфорацию колонны.

Предлагаемый способ разработки залежи поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема расположения эксплуатационной, нагнетательной и наблюдательной скважин по вертикали;

На фиг. 2 - схема расположения в плане эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин.

Согласно заявленному способу, зрелое месторождение включает эксплуатационные 1 (Фиг. 1 и 2), нагнетательные 2 скважины, включающие соответственно эксплуатационную 3 и обсадную 4 колонну. При этом забой эксплуатационных скважин 1 и нижний перфорированный участок 5 эксплуатационной колонны 3 выполнен в зоне продуктивного пласта 6. Ниже продуктивного пласта 6 находится водоносный пласт 7. Границей пластов 6 и 7 является поверхность водонефтяного контакта 8 (ВНК), являющаяся уровнем ВНК.

При этом нижний перфорированный участок 9 нагнетательной скважины 2 находится ниже уровня ВНК 8, в зоне водоносного пласта 7.

Эксплуатационные скважины 1 (Фиг. 2) в плане размещены внутри контура нефтеносности 10, а нагнетательные скважины 2 - за контуром нефтеносности 10.

Между эксплуатационными скважинами 1, внутри контура нефтеносности 10, может быть пробурена, как минимум, одна наблюдательная скважина 11, забой 12 которой находится в водоносном пласте 7. Наблюдательная скважина 11 не имеет перфорированного участка на обсадной колонне 13.

Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения осуществляется следующим образом.

По результатам периодических исследований с наблюдательных скважин 11, например, путем проведения различных видов каротажа, осуществляется контроль текущего уровня 8 водонефтяного контакта.

Новые эксплуатационные скважины 1 строятся с обеспечением расположения перфорированного участка 5 выше уровня водонефтяного контакта 8, в зоне продуктивного пласта 6. Забой и перфорированный участок 9 вновь вводимых в работу нагнетательных скважин 2 располагают ниже уровня ВНК 8, в зоне водоносного пласта 7. При подъеме уровня ВНК 8 в эксплуатационной колонне 3 скважин 1 выполняется дополнительная перфорация колонны 3 выше существующего перфорированного участка 5.

Таким образом, предлагаемый способ не требует дополнительных затрат на снижение фильтрации воды через продуктивный пласт, а также на подъем и переработку пластовой воды.

1. Способ разработки нефтяной залежи зрелого месторождения, включающий верхний продуктивный и нижний водоносный пласты, граничащие уровнем водонефтяного контакта, забор пластовой среды из продуктивного пласта эксплуатационными скважинами, расположенными в плане в контуре нефтеносности, через перфорированные участки эксплуатационной колонны, нагнетанием жидкости в водоносный пласт через нагнетательные скважины с их расположением за контуром нефтеносности, отличающийся тем, что в контуре нефтеносности между эксплуатационными скважинами размещают наблюдательные скважины с выходом нижнего конца обсадной колонны на водоносный пласт, посредством которых периодически контролируют уровень водонефтяного контакта, перфорированные участки вновь вводимых эксплуатационных скважин располагают выше уровня водонефтяного контакта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при подъеме уровня водонефтяного контакта в процессе откачки пластовой среды из продуктивного пласта и закачки жидкости в водоносный пласт в эксплуатационной колонне выше перфорированного участка выполняют дополнительную перфорацию колонны.

Изобретение относится к оборудованию для исследования нефтяных скважин. Устройство для определения уровня масла в скважине содержит монтажный корпус и уравновешивающий цилиндр.

Способ измерения длины колонны труб, спускаемых в скважину, и устройство для его осуществления // 2753907

Группа изобретений относится к способу измерения длины колонны труб и устройству для его осуществления и может быть использована в области нефтедобычи для измерения длины колонны длинномерных тел, в частности насосно-компрессорных труб, спускаемых в нефтяную скважину при проведении в ней технологических работ.

Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине // 2742164

Изобретение относится к практике эксплуатации водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине основан на различии в теплопроводности газовой среды и жидкости в скважине и различном поведении проводника электрического тока в этих разных средах.

Способ определения уровня жидкости в скважине // 2738506

Изобретение относится к практике эксплуатации нефтедобывающих и водозаборных скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности и в других отраслях промышленности. Способ определения уровня жидкости в скважине заключается в установке электрических устройств равномерно от устья скважины до глубинного насоса.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин // 2733862

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата пласта воздействием, дополнительная добыча нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта с одновременным сокращением удельных затрат.

Способ определения уровня жидкости в скважине // 2727966

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах, и может быть использовано для определения динамического уровня скважинной жидкости. Техническим результатом является создание способа способного к измерению высокоточного уровня динамической жидкости в мало- и среднетемпературных скважинах.

Датчик контроля перемещения инструмента // 2715769

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для контроля положения инструмента буровой установки. Техническим результатом изобретения является упрощение монтажа магнитного модулятора на валу лебедки буровой установки.

Способ измерения технологических параметров колонны труб, спускаемой в скважину, и устройство для его осуществления // 2714167

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано для точного измерения глубины погружения рабочего инструмента, закрепленного на первом элементе колонны длинномерных тел, в частности насосно-компрессорных труб (НКТ), спускаемых в нефтегазовую скважину при проведении в ней подземных ремонтных или профилактических работ.

Способ определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины // 2704082

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретно к области контроля уровня жидкости акустическим методом, и может быть использовано для определения уровня жидкости в скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины.

Внутрискважинный контроль уровня жидкости в скважинах по добыче углеводородов // 2693063

Настоящее изобретение представляет устройство для контроля уровня жидкости в стволе скважины по добыче углеводородов путем мониторинга уровня жидкости внутри скважины, содержащее внутрискважинный измеритель уровня жидкости и сигнальное устройство, соединенное с измерителем уровня жидкости и выполненное с возможностью воздействовать на насос для регулирования текущего выпуска им жидкости на основе уровня жидкости в стволе скважины, измеренного указанным измерителем уровня жидкости.

Способ и устройство для прогнозирования оптимальной разработки при внутрипластовой конверсии сланцевой нефти // 2772896

Изобретение относится к области техники разведки и разработки сланцевой нефти и газа. Технический результат заключается в более точном определении расположения скважин за счет экспериментального определения необходимых оптимальных параметров.