Спосіб розробки купольної нафтової поклади на заключній стадії експлуатації

 

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при розробці купольної нафтової поклади на заключній стадії експлуатації.

Відомий спосіб розробки нафтового родовища, що знаходиться на завершальній стадії, в якому здійснюють доизвлечение нафти з використанням існуючого фонду свердловин. Для цього встановлюють на них відбір рідини, кратно перевершує попередній відбір. Цей форсований відбір рідини здійснюють на свердловині. Її вибирають із числа свердловин, розташованих у зоні купольного підняття, яка знаходиться ближче інших до передбачуваної максимальної абсолютної позначці на купольному піднятті. Встановлюють режим відбору рідини, що дозволяє створити градієнт тиску, який перевищував би передує градієнт тиску (патент РФ №2120543, опубл. 20.10.1998).

Найбільш близьким до запропонованого винаходу по технічній сутності є спосіб розробки нафтового родовища, що знаходиться на завершальній стадії експлуатації, згідно з яким при обводнении витягуваної нафти закачування яка витісняє агента припиняють. Здійснюють промислові випробування у всіх свердловинах, що розкрила продуктивний пласт. Е�жинах при їх просте. При цьому вибирають свердловини, де спостерігають збільшення кількості нафти від часу її накопичення. Відносять ці свердловини до купольної частини продуктивного пласта. Уточнюють характер структури його залягання і використовують купольні частини продуктивного пласта як основні об'єкти видобування нафти. Потім встановлюють періодичний режим роботи експлуатаційних свердловин, перфорованих в купольних частинах, при якому припускають відбір нафти, без води. Режим роботи для кожної експлуатаційної свердловини встановлюють індивідуально з промисловим випробуванням в залежності від геолого-фізичних властивостей привибійної зони кожної свердловини і її розташування на структурі продуктивного пласта (патент РФ №2116436, опубл. 27.07.1998 - прототип).

Загальним недоліком відомих технічних рішень є невисока нефтеотдача, зумовлена відсутністю періодичного контролю обводненості та своєчасного реагування на зміну обводненості видобувається пластової продукції.

У запропонованому винаході вирішується завдання підвищення нафтовіддачі поклади.

Задача вирішується тим, що в способі розробки купольної нафтової поклади на заключній стадії експлуатації, що включає відбір пластової прод�черв, вибирають локальний ділянку поклади згідно різниці гіпсометричних відміток між принаймні однієї добувної та принаймні однієї нагнітальної свердловини на величину від 3 м і більше, в видобувної свердловини проводять заміну стандартного глибинно-насосного обладнання на глибинно-насосне обладнання з можливістю експлуатації по часу протягом доби, при виявленні зміни обводненості на 10-15% виробляють обмеження за обсягом витягуваної пластової продукції за рахунок зміни часу роботи насосного устаткування протягом доби, при цьому на ділянці нагнітальної свердловини виробляють обмеження закачування або повну зупинку свердловини, проводять періодичні заміри зміни режиму експлуатації видобувної свердловини за обводненості, при зниженні обводненості продовжують експлуатацію в пружному режимі, без запуску впливає нагнітальні свердловини, проводять повторні періодичні заміри обводненості і зміни вибійного тиску у добувній свердловині, при зниженні вибійного тиску на 5% і більше відносно спочатку заміряній величини виробляють запуск в роботу нагнітальні свердловини і продовжують контролювати зміну основних п�ючительной стадії розробки купольної нафтової поклади особливої уваги набуває контроль за обводненностью видобувається пластової продукції і своєчасне реагування на зміну обводненості. У відомих технічних рішеннях відсутня періодичний контроль обводненості і своєчасне реагування на зміну обводненості видобувається пластової продукції. Внаслідок цього нефтеотдача залишається на невисокому рівні. У запропонованому винаході вирішується завдання підвищення нафтовіддачі поклади. Задача вирішується наступним чином.

При розробці купольної нафтової поклади на заключній стадії експлуатації, коли поточна обводненість видобутої пластової продукції досягає 80 і більше % відбирають пластову продукцію через видобувні свердловини і закачується робочий агент через нагнітальні свердловини. Вибирають локальний ділянку купольної поклади з розташованими на ділянці принаймні однієї добувної та принаймні однієї нагнітальній свердловиною і з різницею гіпсометричних відміток між добувної і нагнітальної свердловини від 3 м і більше. Таким чином, інтервал перфорації видобувної свердловини виявляється вище інтервалу перфорації нагнітальні свердловини на 3 і більше м. У добувній свердловині виробляють заміну стандартного глибинно-насосного обладнання, розрахованого на забезпечення постійного дебіту, на глибинно-насосне обладнання з можливо�ю свердловину з колишнім дебітом. При збільшенні обводненості на 10-15% виробляють обмеження за обсягом витягуваної пластової продукції за рахунок зміни часу роботи насосного обладнання протягом доби. При цьому на нагнітальної свердловини виробляють обмеження закачування або повну зупинку свердловини. Проводять періодичні заміри зміни режиму експлуатації видобувної свердловини за обводненості. При отриманні результату щодо зниження обводненості продовжують експлуатацію в пружному режимі, без запуску впливає нагнітальної свердловини. Проводять повторні періодичні заміри обводненості та вибійного тиску у добувній свердловині. При зниженні вибійного тиску на 5% і більше відносно спочатку заміряній величини виробляють запуск в роботу нагнітальні свердловини і продовжують контролювати зміну основних параметрів по обводненості і забойному тиску у добувній свердловині. В результаті вдається знизити обводненість видобутої пластової продукції і за рахунок цього підвищити нафтовіддачу поклади.

Приклад конкретного виконання

Розробляють нафтовий поклад з наступними характеристиками: глибина 1800-1920 м, пластовий тиск від 14,5 МПа, пластова температура від 36°С, товщин�ь нафти не менше 15 мПа·с, щільність нафти 0,86 г/см3. Колектор - піщаник - глинистий піщаник. Поклад знаходиться в завершальній стадії розробки, поточна обводненість видобутої пластової продукції становить не менше 80%.

Вибирають локальний ділянку купольної поклади з розташованими на ділянці однієї добувної та двома нагнітальні свердловини з різницею гіпсометричних відміток між добувними і нагнітальні свердловини від 3 м і більше. Таким чином, інтервал перфорації видобувної свердловини виявляється вище інтервалу перфорації нагнітальні свердловини на 3 і більше м. У видобувних свердловинах виробляють заміну стандартного глибинно-насосного обладнання, розрахованого на забезпечення постійного дебіту, на глибинно-насосне обладнання з можливістю експлуатації по часу протягом доби не залежно від получающегося дебіту. Насосне обладнання забезпечують частотно-регульованим приводом і системою управління з реле тиску. Експлуатують видобувні свердловини з колишнім дебітом, рівним 50 м3/сут. Відзначають збільшення обводненості видобувається пластової продукції. При збільшенні обводненості на 10-15% виробляють обмеження за обсягом витягуваної пластової продукції за рахунок изменри цьому на нагнітальних свердловинах виробляють обмеження закачування та/або повну зупинку однієї свердловини. Проводять періодичні заміри зміни режиму експлуатації видобувної свердловини за обводненості. При отриманні результату щодо зниження обводненості на 5-15% продовжують експлуатацію в пружному режимі, тобто без запуску впливає нагнітальної свердловини. Проводять повторні періодичні заміри обводненості та вибійного тиску у добувній свердловині. При зниженні вибійного тиску на 5% і більше відносно спочатку заміряній величини виробляють запуск в роботу впливає нагнітальні свердловини і продовжують контролювати зміну основних параметрів по обводненості і забойному тиску у добувній свердловині. Цикли повторюють. В результаті вдається знизити обводненість видобутої пластової продукції і за рахунок цього підвищити нафтовіддачу поклади на 2% з 34 до 36%.

Застосування запропонованого способу дозволить підвищити нафтовіддачу поклади.

Спосіб розробки купольної нафтової поклади на заключній стадії експлуатації, що включає відбір пластової продукції через видобувні свердловини і закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, відрізняється тим, що вибирають локальний ділянку поклади згідно різниці гіпсометричних відміток між принаймні одине виробляють заміну стандартного глибинно-насосного обладнання на глибинно-насосне обладнання з можливістю експлуатації по часу протягом доби, при виявленні зміни обводненості на 10-15% виробляють обмеження за обсягом витягуваної пластової продукції за рахунок зміни часу роботи насосного устаткування протягом доби, при цьому на ділянці нагнітальної свердловини виробляють обмеження закачування або повну зупинку свердловини, проводять періодичні заміри зміни режиму експлуатації видобувної свердловини за обводненості, при зниженні обводненості продовжують експлуатацію в пружному режимі без запуску впливає нагнітальні свердловини, проводять повторні періодичні заміри обводненості і зміни вибійного тиску у добувній свердловині, при зниженні вибійного тиску на 5% і більше відносно спочатку заміряній величини виробляють запуск в роботу нагнітальні свердловини і продовжують контролювати зміну основних параметрів по обводненості і забойному тиску у добувній свердловині.



 

Схожі патенти:
Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при розробці многопластового нафтового родовища. Технічний результат - підвищення нафтовіддачі родовища. При розробці многопластового нафтового родовища ведуть закачування робочого агента через нагнітальні свердловини загальним фільтром. Відбір пластової продукції через видобувні свердловини теж ведуть загальним фільтром. Розробляють верхній пласт в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента при тиску нагнітання відповідно до приємістістю пласта. Поблизу нагнітальні свердловини організують шурф і закачується робочий агент через шурф в нагнітальну свердловину з підвищеним тиском закачування, достатнім для вступу робочого агента як у верхній, так і нижній пласт. Видобувні свердловини експлуатують у режимі постійного вибійного тиску. Після реагування видобувних свердловин на підвищення тиску закачування робочого агента продовжують розробку в режимі компенсації відбору закачуванням робочого агента. Виробляють перерозподіл компенсації відбору з двох шарів одночасно від видобувних свердловин з високою обводненностью пластової продукції та високим забійним давлениенах з збільшується обводненностью пластової продукції зменшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску. На видобувних свердловинах з низькою обводненностью збільшують час роботи насосного обладнання при постійному забійній тиску. 1 пр.

Спосіб розробки нафтових родовищ

Винахід відноситься до нафтової промисловості і, зокрема, до розробки нафтових родовищ. Технічний результат - підвищення нафтовіддачі пласта за рахунок більш ефективного і раціонального розміщення сітки свердловин на площі родовища з урахуванням тектонічних і геомеханічних умов залягання продуктивних порід. За способом здійснюють геофізичні дослідження розвідувальних свердловин методом крос-дипольного акустичного каротажу. Відбирають орієнтований керн з подальшим визначенням напрямів природної тріщинуватості. Визначають регіональні напрямки максимальних напружень нефтенасищенних порід. За отриманими результатами розміщують нагнітальні свердловини вздовж регіональних напрямів максимальних напружень. Між нагнітальні свердловини розміщують видобувні свердловини з утворенням системи розробки. Частина нагнітальних свердловин, які потрапляють у зони тектонічних порушень і ближче 200 м, вводять в експлуатацію як видобувні з подальшим переказом під нагнітальні свердловини. Видобувні свердловини, при їх обводнении вище порогу рентабельності і при необхідності підтримання пластового тиску в родовищі, переводять в нагнетати нагнітальних свердловин вздовж регіональних напрямів максимальних напружень нефтенасищенних порід і забезпечували рівномірний витіснення нафти. 2 з.п. ф-ли, 3 табл., 8 іл.

Спосіб розробки обводнених покладів нафти свч електромагнітним впливом (варіанти)

Група винаходів відноситься до області нафтовидобувній промисловості і може бути використана для підвищення нафтовіддачі пласта при розробці обводнених покладів з в'язкою нафтою та бітуму на пізній стадії розробки. Спосіб включає розтин пласта з можливістю перекладу видобувної свердловини нагнітальні, обробку пласта, витримку свердловини без будь-якого впливу, відбір нафти із пласту. Причому в нагнітальну свердловину спускають систему НВЧ електромагнітних генераторів з частотою випромінювання 2,5 ГГц, з'єднану зі щілинною антеною допомогою фідера. Довжину щілинної антени вибирають рівною товщині водоносної області пласта. В режимі нагнітання здійснюють закачування води в пласт з одночасним впливом на пласт СВЧ електромагнітним полем, потужність випромінювання визначається часом нагріву закачиваемой води в забої свердловини до необхідної температури. При заповненні 5-10% об'єму порового простору пласта здійснюють витримку свердловини, переводять у видобувну свердловину і проводять відбір рідини з видобувної свердловини. Технічним результатом є підвищення ефективності та рентабельності розробки обводнених покладів високов'язкої нафти, интенсификацияом у привибійній зоні пласта видобувних свердловин. 2 н. п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб розробки нафтового родовища

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може знайти застосування при розробці родовища нафти, продуктивні пласти якого представлені терригенним типом колектора і складаються з двох горизонтів. Технічний результат - підвищення коефіцієнта нефтеизвлечения родовища. За способом разбуривают родовище з рядною системи з трикутною сіткою свердловин. Здійснюють закачування робочого агента в нагнітальні свердловини. З видобувних свердловин здійснюють видобуток нафти. На початковому етапі розробки родовище, продуктивний пласт якого представлений двома горизонтами, ділять центральним розрізним поруч нагнітальних свердловин з відстанню між свердловинами не менш ніж 300 м. Центральний виконав ряд розміщують по лінії максимальної структури поклади, нагнітальні свердловини в якому виконують з розкриттям загальним фільтром обох горизонтів. Найближчий - перший ряд видобувних свердловин бурять на відстані від центрального ряду не менше ніж 500 м. Разбуривание інших ділянок пласта проводять з відстанню між свердловинами 300-400 м. Після прокачування центральним поруч нагнітальних свердловин 0,4-0,7 часткою одиниць порового об'єму до найближчих рядів добивающи в цілому по родовищу більш ніж на 90% від початкових видобутих запасів нафти між центральним розрізним поруч нагнітальних свердловин і найближчим поруч видобувних бурять ущільнюючий ряд видобувних свердловин. Свердловини самого центрального ряду переводять у видобуток з верхнього горизонту. При обводнении видобувних свердловин першого ряду до 98% їх переводять під нагнітання води. 2 пр., 2 іл.

Спосіб збільшення видобування вуглеводнів

Група винаходів відноситься до галузі інтенсифікації вуглеводнів з підземного пласта. Технічний результат - підвищення ефективності способу. За способом здійснюють установку першого пристрою в першу горизонтальну свердловину. Нагнітають першу текуче середовище в першу горизонтальну свердловину через перший пристрій. Здійснюють видобуток вуглеводнів з другої горизонтальної свердловини, розташованої під першою свердловиною. Нагнітають другу текуче середовище в третю свердловину, зміщену вбік від кожної із свердловин, першої та другої, для витіснення текучих середовищ в колекторі до другої свердловині. При цьому продовжують видобуток вуглеводнів з другої свердловини. Встановлюють гідравлічну зв'язок між першою, другою та третьою свердловинами. Збільшують тиск в першій свердловині з використанням другий текучого середовища, що нагнітається в третю свердловину. Закривають першу свердловину, коли тиск в ній збільшується другий текучої середовищем до тиску, достатнього для витіснення вуглеводнів з другої свердловини при їх видобутку. 4 н. і 25 з.п. ф-ли, 10 іл.

Спосіб розробки нафтового покладу горизонтальними свердловинами

Винахід відноситься до нафтової промисловості і, зокрема, до області розробки нафтових покладів горизонтальними свердловинами. Технічний результат - збільшення нефтеизвлечения за рахунок вирівнювання фронту закачиваемой рідини в пласт і розширення області застосування горизонтальних свердловин при різних умовах розробки покладів. За способом здійснюють будівництво горизонтальних видобувних свердловин, що охоплюють поклад, і горизонтальних нагнітальних свердловин. Нагнітають витісняє агент через нагнітальні свердловини і здійснюють відбір продукції видобувними свердловинами. Горизонтальні видобувні свердловини розміщують паралельно один одному. Між горизонтальними ділянками і паралельно горизонтальних ділянок мають горизонтальну нагнітальну свердловину. Нагнітання в неї починають від забою. При зниженні прийомистості колекторів на вибої горизонтальній нагнітальної свердловини до гранично рентабельною непрацюючий ділянку горизонтального стовбура ізолюють послідовно в напрямку від вибою до початку горизонтального стовбура нагнітальної свердловини. При цьому горизонтальні видобувні свердловини проводять в проникному прослое нижче покрівлі пласта нажину будують рівновіддаленою від горизонтальних ділянок видобувних свердловин на відстані кроку проектної сітки. Закачування яка витісняє агента здійснюють з підвищенням пластового тиску на 10-20% порівняно з зоною відбору. Передбачають повернення до попередніх інтервалах експлуатації після закінчення часу, достатнього для відновлення і вирівнювання фронту закачиваемой рідини в пласті. Горизонтальні ділянки видобувних свердловин розкривають у двох інтервалах на відстані, що виключає їх гідродинамічну зв'язок. Відбір продукції проводять по черзі. При цьому перемикання з одного інтервалу видобутку на іншій здійснюється при досягненні гранично рентабельною обводненості продукції. 6 іл., 1 пр.

Спосіб розробки нафтового покладу

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до розробки нафтових покладів із застосуванням заводнення. Завдання винаходу - зниження трудомісткості контролю за процесом заводнення нафтової поклади при закачуванні яка витісняє агента в нагнітальні свердловини. За способом здійснюють закачування яка витісняє агента і відбір нафти через систему нагнітальних і видобувних свердловин. Змінюють режим заводнення в процесі розробки. Закачування яка витісняє агента в нагнітальну свердловину виробляють в інтенсивному режимі. За допомогою наземних засобів вимірювань, що входять в автоматизовану систему управління технологічним процесом, в режимі реального часу здійснюють моніторинг зміни зростання обсягу видобутої нафти в залежності від зростання обсягу закачування яка витісняє агента до моменту різкого спаду обсягу видобутої нафти. Далі фіксують величину обсягу закачування яка витісняє агента, при якій стався вказаний спад. Подальшу закачку в нагнітальну свердловину виробляють в обсязі нижче цієї встановленої величини. 1 пр., 6 іл.

Спосіб управління системою відборів і впливів на кущі свердловин

Винахід відноситься до галузі видобутку нафти і може бути використано в системах видобутку та збору нафти і газу при розробці нафтових родовищ, особливо на пізніх стадіях розробки, коли продукція нафтових свердловин характеризується великою обводненностью. Технічний результат - підвищення ефективності управління кущем свердловин. Спосіб передбачає використання видобувних свердловин. Серед них одну або кілька свердловин обладнують насосною установкою з можливістю зміни подачі. У кожної видобувної свердловини відомий пласт або пласти, з яких здійснюють видобуток. На гирлі кожної видобувної свердловини заміряють кількість видобутих нафти сирої і нафтового газу, а також обводненість сирої нафти. Продукцію видобувних свердловин направляють в збірний колектор куща свердловин. Кущ містить одну або більше нагнітальних свердловин. У кожній нагнітальні свердловини відомий пласт або пласти, які виробляють закачування. Визначають прийомистість за закачиваемой води і необхідний тиск закачування. Досліджують сумісність закачиваемой води з пластової водою. Закачування здійснюють при сумісності закачиваемой і пластових вод. Визначають координати всіх видобувних і нагнетат�нною продукції від прийому насосної установки до гирла свердловини при максимальній подачі. Завмер кількості видобутих сирої нафти і нафтового газу виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу підйому рідини для даної свердловини. На гирлі кожної нагнітальні свердловини заміряють тиск закачиваемой води і її кількість. Завмер кількості закачиваемой води і тиску на гирлі виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу надходження води на гирлі кожної нагнітальної свердловини до пакера. Для кожної нагнітальні свердловини відновлюють зміна кількості закачиваемой води і її тиску на гирлі у часі. Для кожної видобувної свердловини за відновленим змін у часі кількості здобутих сирої нафти і нафтового газу визначають залежність від кількості закачиваемой води і тиску на гирлі, а також відстані для кожної нагнітальні свердловини, що веде закачування в той же пласт. Для видобувних свердловин, обладнаних насосними установками з можливістю зміни подачі, такі залежності визначають при різних подачах. На підставі отриманих залежностей для всіх видобувних свердловин виробляють управління кущем свердловин. Причому система подачі підготовленої води для закачування виконана з возможнз.п. ф-ли, 1 іл.

Спосіб кущового скидання та утилізації попутно видобутої води

Винахід відноситься до нафтової промисловості і може бути застосоване для кущового скидання та утилізації попутно видобутої води на нафтових родовищах пізньої стадії розробки. Спосіб включає завмер прийомистості нагнітальні свердловини, подачу продукції однієї або більше видобувних свердловин у свердловину для попереднього скидання води, завмер густин кількості сирої нафти та газу, а також обводненості сирої нафти, щільності нафти і води, що надходять у свердловину для попереднього скидання води, розподіл у ній продукції на частково зневоднену нафту, газ і воду, напрямок частково збезводненої нафти і газу в збірний колектор, подачу скинутої води в нагнітальну свердловину. Визначають сумісність скинутої води з водою пласту, в який проводиться закачування з нагнітальної свердловини, при сумісності вод нагнітальну свердловину оснащують пристроєм для створення тиску води, достатньої для закачування води в пласт, наприклад, электроцентробежним насосом-«перевертнем». Це пристрій виконується з можливістю зміни подачі, наприклад частотно-регульованим приводом для электроцентробежного насоса-«перевертиша». Його встановлюють на мінімальну подачу,як скинутої води вона направляється в збірний колектор, при задовільному її направляють в нагнітальну свердловину, заміряють кількість надходить в нагнітальну свердловину скинутої води, потім з вибраним постійним або змінним кроком виробляють збільшення подачі пристрою для створення тиску води. Це збільшення відбувається до тих пір, поки якість скинутої води задовольняє геологічними умовами пласта. Технічний результат полягає в підвищенні ефективності кущового скидання та утилізації попутно видобутої води. 2 з.п. ф-ли, 1 іл., 1 пр.

Пристрій для закачування рідини в нагнітальну свердловину

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості і може бути застосовано в системі підтримування пластового тиску. Пристрій включає порожнистий корпус з кришкою, в якій виконані канали подачі робочого агента, і дном з випускним каналом, розташованим в ньому концентрично і має площу поперечного перерізу, велику площі поперечного перерізу каналу подачі робочого агента для повідомлення порожнини корпусу з привибійної зони свердловини, рухомий робочий орган, який утворює з корпусом робочі камери. Рухомий робочий орган виконаний у вигляді усіченого еліпса, встановленого в корпусі на опори ковзання і виконаного у вигляді осі з співвідношенням довжин плечей верхнього і нижнього кінців 1:2. У робочому органі виконаний канал з можливістю повідомляти робочу камеру, опору ковзання з випускним каналом дна корпусу, під дном розташована насадка з сполучених випускним каналом і з радіальними отворами однакової площі поперечного перерізу. Загальна площа поперечного перерізу отворів дорівнює площі поперечного перерізу випускного каналу. Нижня поверхня кришки і верхня поверхня дна виконані у вигляді твірної циліндра з можливістю переміщення по ним верхнього і нижньо�ефективності стаціонарної імпульсної закачування рідини. 2 іл.
Up!