RU2179237C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2179237C1 RU2179237C1 RU2001106124A RU2001106124A RU2179237C1 RU 2179237 C1 RU2179237 C1 RU 2179237C1 RU 2001106124 A RU2001106124 A RU 2001106124A RU 2001106124 A RU2001106124 A RU 2001106124A RU 2179237 C1 RU2179237 C1 RU 2179237C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- wells
- production
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти. Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины. Периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину. Для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин (М.Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - С. 85).
Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.
Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин и создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта ("Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67).
Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважины и периодический отбор нефти (патент РФ N 2138625, кл.E 21 B 43/20, опубл. 1999 г. - прототип).
Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор.
В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, согласно изобретению периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.
Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. периодический отбор продукции через добывающие скважины;
3. проведение периодического отбора продукции через, по крайней мере, одну добывающую скважину;
4. для выбора скважины проведение ее остановки и замера затрубного давления;
5. при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проведение периодического отбора продукции в циклическом режиме: работа - остановка;
6. остановка скважины при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза;
7. запуск в работу скважины при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. периодический отбор продукции через добывающие скважины;
3. проведение периодического отбора продукции через, по крайней мере, одну добывающую скважину;
4. для выбора скважины проведение ее остановки и замера затрубного давления;
5. при возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проведение периодического отбора продукции в циклическом режиме: работа - остановка;
6. остановка скважины при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза;
7. запуск в работу скважины при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 7 являются существенными признаками изобретения.
Сущность изобретения.
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом. В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Возрастание затрубного давления свидетельствует о наличии нефти в пласте и о целесообразности эксплуатации скважины в циклическом режиме. Газ, выделяющийся из нефти, скапливается в затрубье и повышает затрубное давление. При возрастании затрубного давления на 1 - 2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза. Снижение затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об отборе основной части нефти из подошедшего фронта и о начале добычи главным образом воды. Возрастание затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза свидетельствует об осаждении конусов воды в околоскважинной зоне и о возможности начала отбора нефти. Время, необходимое на накопление нефти зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретные величины времени накопления нефти определяют в промысловых условиях. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти. Приток нефти в скважину увеличивается.
Пример конкретного выполнения.
Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбирают продукцию пласта с 87%-ной обводненностью. Нефть имеет низкое газосодержание 50 м3/т. Удельный вес нефти равен 865 кг/м3. Залежь разрабатывают на естественном режиме. Нефтенасыщенная толщина составляет 4 м.
Для подключения в активную разработку нефтенасыщенной части пласта добывающую скважину останавливают и замеряют затрубное давление. Через 10 сут отмечено возрастание затрубного давления на 1 МПа. Из скважины организуют периодический отбор продукции в циклическом режиме: работа - остановка. При этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т.е. до затрубного давления 0,5 - 0,65 МПа, и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5 - 2,0 раза, т.е. до давления 1 МПа. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился с 3000 до 4200 т. Темп отбора нефти возрос с 0,9 до 1,1% от балансовых запасов.
Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодический отбор продукции через добывающие скважины, отличающийся тем, что периодический отбор продукции через добывающие скважины ведут через, по крайней мере, одну добывающую скважину, для выбора скважины ее останавливают и замеряют затрубное давление, при возрастании затрубного давления на 1-2 МПа проводят периодический отбор продукции в циклическом режиме работа - остановка, при этом скважину останавливают при снижении затрубного давления в 1,5-2,0 раза и запускают в работу при возрастании затрубного давления в 1,5-2,0 раза.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001106124A RU2179237C1 (ru) | 2001-03-06 | 2001-03-06 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001106124A RU2179237C1 (ru) | 2001-03-06 | 2001-03-06 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2179237C1 true RU2179237C1 (ru) | 2002-02-10 |
Family
ID=20246808
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001106124A RU2179237C1 (ru) | 2001-03-06 | 2001-03-06 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2179237C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2459937C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2487233C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
-
2001
- 2001-03-06 RU RU2001106124A patent/RU2179237C1/ru active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459936C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2459937C1 (ru) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2487233C1 (ru) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
AlSofi et al. | Assessment of enhanced-oil-recovery-chemicals production and its potential effect on upstream facilities | |
RU2179234C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
US4615389A (en) | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells | |
RU2179237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2211314C1 (ru) | Способ закачки жидкости в пласт | |
RU2332557C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
RU2138625C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2209954C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2217582C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2463443C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2813867C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2817834C1 (ru) | Способ увеличения нефтеизвлечения на участках нестационарного заводнения | |
RU2777004C1 (ru) | Способ интенсификации притоков углеводородов из глиносодержащих сложнопостроенных нефтематеринских пород | |
RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2797160C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны | |
RU2206727C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения | |
RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
RU2816602C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2151860C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой | |
RU2755114C1 (ru) | Способ разработки слоистой нефтяной залежи | |
RU2820950C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов |