EA012022B1 - Способ разработки залежей углеводородов - Google Patents
Способ разработки залежей углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA012022B1 EA012022B1 EA200800379A EA200800379A EA012022B1 EA 012022 B1 EA012022 B1 EA 012022B1 EA 200800379 A EA200800379 A EA 200800379A EA 200800379 A EA200800379 A EA 200800379A EA 012022 B1 EA012022 B1 EA 012022B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- horizontal
- casing
- well
- reservoir
- pseudo
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 16
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 title abstract 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 title abstract 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 25
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 abstract 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам разработки залежей углеводородов, начиная с любого периода их добычи. Обеспечивает управляемость добычи углеводородов скважинами с псевдогоризонтальным и/или горизонтальным стволом в продуктивном пласте, обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти, предотвращает расформирование залежей нефти и предотвращает образование застойных зон. Сущность изобретения: способ разработки залежей нефти с помощью эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, открытым в продуктивном пласте, усиливают продолжением обсадной колонны до конца этих стволов, цементированием всей обсадной колонны снаружи и равномерным распределением перфорации вдоль участка колонны в зоне всего горизонтального и/или части псевдогоризонтального ствола скважины. Создают равномерную депрессию или репрессию вдоль перфорированного участка с обеих сторон в нефтяной зоне, соответственно, в обсадных колоннах добывающих или нагнетательных скважин. Располагают горизонтальные и/или псевдогоризонтальные стволы добывающих и нагнетательных строящихся скважин параллельно между собой, но поперёк преимущественного направления трещин в продуктивном пласте. Раздельно извлекают фракцию нефти от газоконденсата и газа из коллектора и закачивают в него объём термохимически подготовленного, насыщенного газом жидкого вытеснителя, равный объёму добываемой из него жидкости, с объемной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта в нефтяной зоне, а также закачивают подогретый газ в газовую зону коллектора при температуре выше пластовой.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и может быть использовано на любой стадии добычи углеводородов как при непрерывной добыче продукции, так и при циклической.
Прототип - способ разработки залежей углеводородов с помощью добывающей скважины с горизонтальным стволом (ГС) в продуктивном пласте - коллекторе известен более 50 лет и в целом является более эффективным способом [1], чем разработка залежей углеводородов добывающей скважиной с вертикальным стволом (ВС) в коллекторе. Это обусловлено, в основном, большей длиной и, соответственно, большей площадью вскрытого коллектора, непосредственно подверженного депрессии, чем площадь перфорированной скважины с вертикальным стволом, что и увеличивает приток продукции в скважины с горизонтальным стволом.
За всю историю использования таких скважин обустройство горизонтальных стволов скважин не изменилось, и, соответственно, способ разработки залежей с использованием скважин с горизонтальным стволом фактически имеет постоянные недостатки. Эти недостатки видны из исследований, результаты которых изложены в работе [2]. В этих исследованиях сравниваются дебиты 68 добывающих скважин с горизонтальным стволом в коллекторе, эксплуатировавшихся с января 1993 г. по март 1994 г., с дебитами близко расположенных добывающих скважин с вертикальным стволом в коллекторе. Это сопоставление показало, что дебиты нефти 57 скважин с горизонтальным стволом больше дебитов вертикальных скважин в 1,1^16,3 раза, а на 11 скважинах с горизонтальным стволом дебиты нефти оказались меньше дебитов скважин с вертикальным стволом. То есть, очевидно как огромное преимущество по дебиту у большей части скважин с горизонтальным стволом, так и широкий диапазон разброса этого преимущества, и наблюдается значительная статистическая вероятность получения даже худшего результата, чем у скважин с вертикальным стволом в коллекторе. Эти результаты свидетельствуют о фактической неуправляемости добычи продукции скважинами с горизонтальным стволом, что, в основном, неминуемо следует из их недостаточного конструктивного обустройства.
Основные недостатки способа со скважиной с горизонтальным стволом происходят из-за того, что обсадная колонна добывающей скважины с горизонтальным стволом доводится только до начала горизонтального ствола, а сам горизонтальный ствол является открытым каналом в коллекторе, без обсадной колонны. Депрессия, создаваемая через торец обсадной колонны в таком открытом канале, выполненном в пористой породе коллектора, всегда будет очень быстро падать от начала горизонтального ствола скважины (со стороны торца обсадной колонны) вдоль горизонтального ствола к его концу. Причём настолько быстро, что может оказаться равной нулю ещё далеко до конца горизонтального ствола. И это естественно для пористого коллектора, так как, вызывая приток продукции, депрессия расходуется и расходуется в большей мере там, где её величина больше, то есть у торца обсадной колонны. И чем выше проницаемость коллектора, тем резче идёт снижение депрессии вдоль горизонтального ствола скважины, то есть производительность открытого горизонтального ствола скважины априори не может быть равномерной вдоль его длины.
Кроме того, эта неравномерность усиливается анизотропией проницаемости коллектора по любому направлению, а также наличием трещин различных размеров и направлений в коллекторах. При интенсивной работе нагнетательных скважин, закачивающих в коллектор вытесняющую нефть жидкость, даже в отсутствии трещин со временем (а процесс добычи длится десятки лет) в сторону нижнего конца обсадной колонны добывающей скважины с горизонтальным стволом образуются обширные промоины в коллекторе, происходит прорыв к нему нагнетаемой жидкости.
Более того, вследствие наибольшего значения градиента депрессии в коллекторе рядом с торцом обсадной колонны добывающей скважины с открытым горизонтальным стволом быстрее развивается как неравномерный вдоль этого ствола процесс гребнеобразования подошвенной воды, так и процесс воронкообразования газа газовой шапки, что в случае прорыва любого из них в добывающую скважину уменьшает депрессию, что ещё больше увеличивает разброс показателей дебита таких скважин. Можно заметить также, что открытый канал горизонтального ствола в коллекторе является как бы инструментом, объединяющим его наиболее проницаемые участки и трещины, то есть не только не препятствует их негативному влиянию, но объединяет и усиливает их негативное влияние, создаёт неравномерность извлечения продукции из коллектора и способствует образованию застойных зон.
Аналогичные недостатки свойственны применению и нагнетательной скважины с открытым горизонтальным стволом в коллекторе, а также скважинам обоих назначений с открытым псевдогоризонтальным стволом (ПГС) в коллекторе, рекомендуемыми в работе [3], у которых обсадная колонна в скважине тоже доводится лишь до начала псевдогоризонтального ствола в коллекторе.
Технической задачей изобретения является повышение экономической эффективности, повышение стабильности и обеспечение управляемости способа разработки залежей нефти с помощью добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным и/или псевдогоризонтальным стволом в коллекторах, предотвращение расформирования залежей нефти и предотвращение образования застойных зон нефти, а также повышение эффективности добычи газа скважинами из нефтегазовых залежей.
Поставленная цель достигается совокупностью улучшения нескольких сторон процесса добычи продукции известным способом: изменением обустройства скважин с горизонтальным или псевдогори
- 1 012022 зонтальным стволом, а также режимами и тактикой их эксплуатации.
Во-первых, в открытый горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины вводят обсадную колонну. Это действие выполняют или сразу при обустройстве пробуренной скважины во время спуска обсадной колонны, причём диаметр обсадной колонны в этом случае сохраняют от устья до конца забоя скважины, или в случае, когда скважина с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом уже оборудована зацементированной обсадной колонной до начала горизонтального или псевдогоризонтального ствола, тогда через объём имеющейся обсадной колонны пропускают другую обсадную колонну с меньшим диаметром и располагают её от устья скважины до конца забоя.
Наконец, в случае, когда переходят от эксплуатации залежи с уже обустроенными скважинами с вертикальным стволом к эксплуатации скважинами с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, например, при доразработке залежи или в любой момент разработки, производят забурку выше коллектора установленной обсадной колонны скважины с вертикальным стволом, а затем из неё бурят новое направление скважины и создают в коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины, после чего от устья скважины через верхнюю часть пробуренной обсадной колонны вводят до конца забоя в горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины обсадную колонну меньшего диаметра, чем разбуренная.
Последующее обустройство введённой обсадной колонны в горизонтальном или псевдогоризонтальном стволе скважины выполняют идентично для всех трёх рассмотренных случаев. Введённую в горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины обсадную колонну снаружи цементируют в сужающемся патрубке на конце этой колонны, способствовавшем облегчению проводки этой колонны по горизонтальному или псевдогоризонтальному стволу скважины, создают цементную пробку, а затем равномерно перфорируют эту обсадную колонну в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины. С помощью цементирования и рассредоточенной равномерной перфорации обсадной колонны создают более равномерное распределение депрессии вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола добывающей скважины, чем в горизонтальном или псевдогоризонтальном стволе скважины, но без обсадной колонны в ней, и, следовательно, более равномерно извлекают продукцию из разрабатываемого участка залежи углеводородов, предотвращают локальный, массированный прорыв жидкости в каком-либо месте в скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом даже при наличии суперколлектора или трещин.
Аналогично, цементированием и рассредоточенной равномерной перфорацией обсадной колонны в нагнетательной скважине более равномерно распределяют репрессию на коллектор вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола этой скважины и, следовательно, равномернее нагнетают в коллектор термохимически подготовленный, насыщенный газом вытеснитель (например, воду) в объём разрабатываемого участка залежи, чем предотвращают образование мощных локальных потоков вытеснителя и, следовательно, предотвращают образование застойных зон в коллекторе в стороне от этих потоков.
К тому же, негативное влияние трещин в коллекторе на извлечение продукции и её обводнённость уменьшают таким образом оснащённых горизонтальных или псевдогоризонтальных стволов нагнетательных и добывающих скважин параллельным расположением между собой, но поперёк преимущественного направления этих трещин. При этом объём жидкого вытеснителя закачивают в объёме, равном объёму извлекаемой жидкости из пласта, при объёмной скорости нагнетания вытеснителя, не приводящей к гидроразрыву пласта. Все эти мероприятия предотвращают расформирование залежей нефти и образование застойных зон с нефтью в залежах.
Итак, с помощью цементирования и равномерного перфорирования обсадных колонн в горизонтальных или псевдогоризонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважинах, а также с помощью депрессии и репрессии ведут двойное управление разработкой залежей: как со стороны добывающей, так и со стороны нагнетательной скважины. Более того, ещё большую равномерность поступления продукции в скважину вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола обеспечивают дополнительно тем, что создают её отток внутри обсадной колонны с противоположных сторон её перфорированной части. Для этого внутрь обсадной колонны от устья скважины до конца колонны в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины, не касаясь цементной пробки, вводят трубу с конусообразной заглушкой на её конце и отверстиями на стенке концевого участка этой трубы перед заглушкой. Отбор поступившей через перфорацию в обсадную колонну продукции производят как через эти отверстия в трубе, так и через зазор между этой трубой и обсадной колонной перед участком с перфорацией, то есть, поддерживают депрессию с противоположных сторон участка с перфорацией.
Соответствующим образом, с помощью такой же введённой трубы в обсадную колонну в нагнетательной скважине поддерживают и репрессию на коллектор с двух сторон участка перфорации обсадной колонны в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола, чем дополнительно обеспечивают равномерность нагнетания вытесняющей жидкости вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины. Для повышения или поддержания температуры закачиваемого в коллектор вытеснителя выше пластовой температуры, а также повышения температуры добываемой продукции выше пластовой, внутрь трубы от устья скважины до отверстий в трубе вводят нагреватель, тем самым повышают пластовую энергию и предупреждают увеличение вязкости нефти в коллекторе, а также образование час
- 2 012022 тиц гидратов, выделение парафина и их оседание как в порах коллектора, так и на стенке обсадной колонны и всех деталей в ней в добывающей скважине, поддерживают или создают газлифтный режим в ней.
Равномерным нагнетанием термохимически подготовленного вытеснителя и равномерным отбором продукции из коллектора с помощью скважин с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, обустроенных обсадными колоннами, которые оснащают дополнительной трубой и нагревателем в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины, создают условия для увеличения дебита и коэффициента извлечения нефти (КИН) из коллектора, поскольку эта равномерность увеличивает как коэффициент охвата (Кохв) вытеснением продукции из объёма коллектора (на макроуровне), предотвращая образование застойных зон, так и увеличивает в связи с этим и коэффициент вытеснения (Кв) нефти из пор коллектора, обработанных термохимически подготовленным вытеснителем (на микроуровне), а произведение этих коэффициентов, согласно формуле академика А.П. Крылова [3], равно КИН:
КИН = КохВ · Кв, следовательно, предложенный способ разработки залежей углеводородов увеличивает КИН из продуктивного пласта при любых энергетических режимах разработки залежи как при непрерывной добыче продукции, так и при циклической.
Для раздельного, усиленного извлечения газа с конденсатом от нефти применяют добывающие и нагнетательные скважины, оборудованные секционной колонной, введённой от устья скважины до конца забоя, выполненном в виде псевдогоризонтального ствола в газовой зоне коллектора, переходящего в горизонтальный ствол в нефтяной зоне коллектора. Секцией в псевдогоризонтальном стволе добывают газ с конденсатом, а секцией в горизонтальном стволе добывают нефть, а также, соответственно, раздельно в разные зоны в коллекторе нагнетательными скважинами закачивают газ и насыщенный газом, термохимически подготовленный вытеснитель (например, воду).
Обустройство секционных добывающих и нагнетательных обсадных колонн от рассмотренных несекционных отличается тем, что в зоне псевдогоризонтального ствола скважины между трубой, введённой до конца забоя и обсадной колонной располагают ещё укороченную трубу, между которой и обсадной колонной устанавливают пакер в псевдогоризонтальном стволе, чем и разделяют обсадную колонну на две секции.
Таким образом, в заявленном способе разработки залежей углеводородов решение поставленной технической задачи осуществляют эффективным двойным управлением добычей продукции: как добывающей, так и нагнетательной скважиной. При этом, в строящуюся скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом или уже построенную, но с обсадной колонной, установленной только до начала горизонтального или псевдогоризонтального ствола, или в скважину с вертикальным стволом в коллекторе, которую переделывают в скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, будь то добывающая или нагнетательная скважина, от устья вводят обсадную колонну на всю длину скважины. Обустройство секционной обсадной колонны в зоне псевдогоризонтального и горизонтального ствола показано на чертеже: на конце этой колонны 1 устанавливают сужающийся патрубок 2, всю обсадную колонну цементируют снаружи и создают цементную пробку 3 в сужающемся патрубке, равномерно перфорируют обсадную колонну в зоне горизонтального ствола, расположенного в нефтяной зоне залежи, и части псевдогоризонтального ствола, расположенного в газовой зоне залежи, а внутрь обсадной колонны от устья скважины до цементной пробки, не касаясь её, вводят трубу 4 с конусообразной заглушкой 5 и отверстиями 6 перед ней в стенке этой трубы, а между другой, укороченной трубой 7 и обсадной колонной размещают пакер 8. Создают депрессию в добывающей скважине и, соответственно, репрессию в нагнетательной скважине с двух сторон перфорированного участка обсадной колонны в зоне горизонтального ствола скважины и со стороны устья - в зоне псевдогоризонтального ствола скважины; внутрь меньшей по диаметру трубы от устья скважины до отверстий в трубе вводят нагреватель 9; трубы 4 и 7 в обсадной колонне крепят гидравлическими якорями 10, а соосность между обсадной колонной и трубами в зоне горизонтального и псевдогоризонтального ствола при необходимости поддерживают, например, с помощью опорных колец 11 с конусообразными отверстиями для прохода труб и отверстиями для прохода жидкостей. Числом и размером отверстий перфорации колонны, а так же создаваемой равномерной депрессией в добывающей скважине и равномерной репрессией в нагнетательной скважине ведут двойное регулирование добычей продукции с нефтью, а расположением горизонтальных и/или псевдогоризонтальных стволов добывающих скважин параллельно соответствующим стволам нагнетательных скважин, но поперёк преимущественного направления трещин в коллекторе обеспечивают надёжность и стабильность реализации преимуществ этого двойного регулирования, что создаёт условия для увеличения КИН и для уменьшения количества скважин на разрабатываемой залежи углеводородов.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ разработки залежей углеводородов с помощью эксплуатации скважины, имеющей в продуктивном пласте - коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол, до конца которого вводят, цементируют снаружи и в конце и перфорируют обсадную колонну, отличающийся тем, что внутрь перфорированной обсадной колонны от устья до конца ствола, не касаясь цементной пробки, вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке концевого участка, с помощью которых и зазора между трубой и обсадной колонной выравнивают депрессию в продуктивном пласте вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, оборудуют их оснащённой обсадной колонной до конца скважины аналогично оснащению обсадной колонны добывающей скважины и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объёме, равном объёму извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объёмной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта; а также или/и тем, что применяют добывающие и нагнетательные скважины с псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, переходящим в горизонтальный ствол, которые оснащают секционными обсадными колоннами до конца забоя, и псевдогоризонтальную часть скважины располагают в газовой зоне, а горизонтальную - в нефтяной зоне газонефтяной залежи, и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, а также, соответственно, раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом, термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
- 3. Способ разработки залежей углеводородов с помощью эксплуатации скважины, имеющей в продуктивном пласте - коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол, до начала которого введена и зацементирована снаружи обсадная колонна, через которую вводят обсадную колонну меньшего диаметра от устья скважины до конца её ствола, цементируют её снаружи, создают цементную пробку на конце этой колонны и перфорируют её по длине, отличающийся тем, что внутрь перфорированной обсадной колонны от устья до конца ствола, не касаясь цементной пробки, вводят трубу с заглушкой на её конце и отверстиями на стенке концевого участка, с помощью которых и зазора между трубой и обсадной колонной выравнивают депрессию в продуктивном пласте вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола.
- 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, оборудуют их оснащённой обсадной колонной до конца ствола скважины аналогично оснащению в добывающей скважине и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объёме, равном объёму извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объёмной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта; а также или/и тем, что применяют добывающие и нагнетательные скважины с псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, переходящим в горизонтальный ствол, которые оснащают секционными обсадными колоннами до конца забоя, и псевдогоризонтальную часть скважины располагают в газовой зоне, а горизонтальную - в нефтяной зоне газонефтяной залежи, и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, а также, соответственно, раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом, термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
- 5. Способ разработки залежей углеводородов с помощью эксплуатации скважины, имеющей в продуктивном пласте - коллекторе вертикальный ствол добывающей скважины, в который введена и зацементирована обсадная колонна, а выше коллектора через стенку этой обсадной колонны бурят новое направление скважины и создают в коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол, до конца которого от устья скважины через верхнюю часть пробуренной обсадной колонны вводят обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют её снаружи, образуют на её конце цементную пробку и перфорируют эту колонну по длине, отличающийся тем, что внутрь этой перфорированной обсадной колонны от устья до конца ствола, не касаясь цементной пробки, вводят трубу с заглушкой на её конце и отверстиями на стенке концевого участка, с помощью которых и зазора между трубой и обсадной колонной выравнивают депрессию в продуктивном пласте вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола.
- 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, оборудуют их оснащённой обсадной колонной до конца ствола аналогично оснащению в добывающей скважине и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объёме, равном объёму извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объёмной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта; а также или/и тем, что применяют добывающие и нагнетательные скважины с псевдогоризонтальным стволом в коллекторе, переходящим в горизонтальный ствол, которые оснащают секционными обсадными колоннами до конца забоя и псевдогоризонтальную- 4 012022 часть скважины располагают в газовой зоне, а горизонтальную - в нефтяной зоне газонефтяной залежи, и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, а также, соответственно, раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105125/03A RU2342520C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800379A2 EA200800379A2 (ru) | 2008-08-29 |
| EA200800379A3 EA200800379A3 (ru) | 2008-10-30 |
| EA012022B1 true EA012022B1 (ru) | 2009-06-30 |
Family
ID=39690316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800379A EA012022B1 (ru) | 2007-02-12 | 2008-02-05 | Способ разработки залежей углеводородов |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA012022B1 (ru) |
| RU (1) | RU2342520C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008100176A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| UA103201C2 (ru) | 2008-10-15 | 2013-09-25 | Тстм Лімітед | Масляные композиции с пониженной вязкостью, выделяющие газ, для стимулирования продуктивного слоя нефтяного месторождения |
| CN105986797B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井的分段压裂方法 |
| WO2017037746A2 (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Indian Institute Of Technology Madras | The method of implementation of versa fracking of oil and gas wells |
| CN106368647A (zh) * | 2016-09-27 | 2017-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定水平井调剖剂用量的方法 |
| RU2738145C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2286445C1 (ru) * | 2006-01-19 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
-
2007
- 2007-02-12 RU RU2007105125/03A patent/RU2342520C2/ru active
- 2007-11-06 WO PCT/RU2007/000607 patent/WO2008100176A1/ru active Application Filing
-
2008
- 2008-02-05 EA EA200800379A patent/EA012022B1/ru unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2286445C1 (ru) * | 2006-01-19 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| GRIGORYAN A.M. Vskrytie plastov mnogozaboynymi i gorizontal'nymi skvazhinami, Nedra, Moskva, 1969, str. 28, stroki 16-26, str. 34, stroki 6-7, 14-16, ris. 18, str. 153, tri posl. stroki, str. 154, stroki 1-12, str. 155, ris. 72, str. 156, stroki 1-5, 5 posl. strok, str. 157, stroki 1-12 * |
| LOGVINENKO S.V. Tsementirovanie neftyanykh i gazovykh skvazhin, Nedra, Moskva, 1986, ris. 4, 8 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2008100176A1 (fr) | 2008-08-21 |
| RU2007105125A (ru) | 2008-09-10 |
| RU2342520C2 (ru) | 2008-12-27 |
| EA200800379A3 (ru) | 2008-10-30 |
| EA200800379A2 (ru) | 2008-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2287677C1 (ru) | Способ разработки нефтебитумной залежи | |
| RU2334095C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2455475C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины | |
| RU2015156402A (ru) | Способ улучшенной добычи углеводородов с использованием множественных искусственно образованных трещин | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| CN104265258A (zh) | 一种压裂辅助火烧油层吞吐开采稠油的方法 | |
| RU2274742C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
| RU2513791C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта | |
| RU2206728C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| RU2203405C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2504650C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2301882C1 (ru) | Циклический способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2393343C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта | |
| RU2339802C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей нефти | |
| RU2506418C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в поздней стадии разработки | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин |