RU2506415C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2506415C1 RU2506415C1 RU2012132376/03A RU2012132376A RU2506415C1 RU 2506415 C1 RU2506415 C1 RU 2506415C1 RU 2012132376/03 A RU2012132376/03 A RU 2012132376/03A RU 2012132376 A RU2012132376 A RU 2012132376A RU 2506415 C1 RU2506415 C1 RU 2506415C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- packer
- stratum
- formation
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции из залежи и снижение затрат за счет исключения строительства дополнительной нагнетательной скважины при необходимости закачки реагента в вышележащий пласт. Сущность изобретения: по способу используют вертикальную скважину с одновременно-раздельной эксплуатацией пласта. Определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК. Разделяют пакером внутреннее ее пространство. Оборудуют скважину устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта. Производят откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки. Вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК. Предварительно определяют производительность пласта, величину обводненности продукции в пласте. Пакер устанавливают в добывающей скважине на уровне водонефтяного контакта пласта. Из величины обводненности продукции выбирают производительность соответствующих насосов и устройств для ОРЭ. Регулируют откачку пластовой воды началом отбора через 4-8 месяцев после отбора нефти и последующим периодическим выключением ее отбора через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца. Выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяного пласта с одновременно-раздельным отбором продукции и воды из пласта с подошвенной водой, в том числе на поздних стадиях разработки.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2290502, МПК Е21В 43/20, опубл. бюл. №36 от 27.12.2006), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта и отбор нефти через добывающие скважины, оснащенные пакером, откачку воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно-раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта, и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.
Недостатком этого способа является то, что для предотвращения обводненности используется более одной скважины, что приводит к дополнительным тратам на строительство скважин, а продукция добывается одновременно с откачкой пластовой воды, что также требует затрат для ее последующего разделения на поверхности.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2401937, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.10.2011), включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины между кровлей пласта и зоной водонефтяного контакта, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта и из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства. Пакером делят внутреннее пространство добывающей скважины, оставляя сверху 50-70% толщины нефтеносного участка, а перед отбором воды из подпакерного пространства в него предварительно закачивают высоковязкие водонефтяные эмульсии, при этом регулируют откачку пластовой воды, для чего при повышении содержания в ней нефти выше 10-20% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают, и регулируют откачку продукции пласта, для чего при уменьшении содержания нефти ниже 70-80% от количества воды откачку последней уменьшают или прекращают до снижения обводненности продукции с обеспечением положения водонефтяного контакта практически на одном уровне.
Недостатками способа являются сложность технологического процесса из-за постоянного контроля добывающей жидкости, потеря нефти при отборе жидкости ниже уровня водонефтяного контакта и более высокая обводненность добываемой продукции из надпакерного пространства по сравнению с предлагаемым способом.
Техническими задачами способа являются снижение обводненности добываемой продукции из залежи, снижение затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины при необходимости закачки реагента в вышележащий пласт за счет обустройства и режима работы добывающей вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта (ВНК) с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки.
Новым является то, что определяется уровень ВНК, на том же уровне устанавливают пакер, вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК, предварительно определяют производительность пласта и величину обводненности продукции в пласте, из величины обводненности продукции выбирают производительности соответствующих насосов и устройств для ОРЭ, регулируют откачку пластовой воды началом отбора через 4-8 месяцев после отбора нефти и последующим периодическим выключением ее отбора через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца.
Новым является также то, что выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины.
На фиг.1 представлена схема размещения вертикальной скважины с одновременно-раздельной эксплуатацией.
На фиг.2 представлен график накопленной добычи нефти ниже уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.
На фиг.3 представлен график отбора попутной нефти выше уровня ВНК, полученной при использовании предлагаемого способа и прототипа.
Способ разработки нефтяного пласта осуществляется следующим образом.
В продуктивном пласте 1 (фиг.1) бурят и обустраивают вертикальную скважину 2. Далее определяется уровень водонефтяного контакта 3. На уровне водонефтяного контакта 3 разделяют пакером 4 ее внутреннее пространство, а также оборудуют устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации пласта. Вскрытие скважины производят в двух ее интервалах. Первое вскрытие 5 производят выше пакера 4 до 75% от кровли пласта ввиду того, что многочисленные расчеты в различных программных комплексах (CMG, Tempest More) показали, что вскрытие по всему интервалу продуктивного пласта 1 проводить нерационально из-за быстрого прорыва пластовой воды. Второе вскрытие 6 производят ниже уровня водонефтяного контакта 3 для создания "обратной воронки". Вскрытие 6 производят также на 2-5 м ниже уровня водонефтяного контакта 3. Подпакерное вскрытие ниже уровня водонефтяного контакта 3 дает преимущество в меньшей потере нефти при отборе жидкости, которая неизбежно будет отбираться при работе нижнего интервала скважины 2 (см фиг.2).
Далее определяют производительность пласта 1, величину обводненности его продукции. Из вышесказанных характеристик выбирают производительность соответствующих насосов и устройств для одновременно-раздельной эксплуатации. После чего осуществляется отбор продукции из верхнего вскрытия 5 продуктивной части пласта 1. При достижении обводненности продукции на 15-20% и выше, либо при ее немедленном наступлении, в случае вязкой и высоковязкой нефти производят откачку пластовой воды ниже уровня водонефтяного контакта 3 одновременно с работой верхнего вскрытия 5. Далее осуществляется периодическая остановка через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца. Выделившуюся воду из пласта 1 закачивают в другой пласт, через который проходит данная скважина 2 (на фиг.1 не показано), или в другую нагнетательную скважину (на фиг.1 не показано).
Пример конкретного выполнения.
Средняя глубина залегания нефтяного пласта - 1031 м.
Значение начального пластового давления - 12,1 МПа.
Давление насыщения - 4,5 МПа.
Начальная пластовая температура - 35°С.
Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 5 мПа·с.
Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1 мПа·с.
Значение средней проницаемости по керну в пласте - 90 мкм2.
Значение средней пористости по керну в пласте - 0,08 д. ед.
Результаты показали, что накопленная добыча нефти выше уровня ВНК (фиг.3) по предлагаемому способу выше, чем по прототипу, на 16%. Накопленная добыча нефти при отборе жидкости ниже уровня ВНК (фиг.2) в 3 раза ниже, чем по прототипу. Величина обводненности также в пользу предлагаемого способа. Отбор воды нужно осуществлять не непосредственно на уровне водонефтяного контакта и ниже, а с отступом от него на 2- 5 м, что дает возможность снизить отбор нефти из нижнего интервала скважины и потерю ее при перекачке жидкости в другой пласт, через который проходит данная скважина.
Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля МЕХ. Все данные сведены в графики (фиг.2 и 3). Расчеты показали, что по отношению к прототипу обводненность продукции снизилась на 5-10%, накопленная добыча увеличилась на 8-16%.
Применение данного способа позволяет снизить обводненность продукции по сравнению с прототипом в среднем на 8% в зависимости от свойств пласта, увеличить накопленную добычу нефти в среднем 12%, снизить накопленную добычу нефти из нижнего интервала скважины, а также уменьшить затраты на строительство дополнительной скважины для закачки агента в другой пласт.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение пакером внутреннего пространства добывающей скважины, оборудование скважины устройствами для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пласта, откачку пластовой воды ниже водонефтяного контакта - ВНК с регулировкой из подпакерного пространства и откачку продукции пласта из надпакерного пространства, регулировку откачки, отличающийся тем, что определяют уровень ВНК, на том же уровне устанавливают пакер, вскрытие пласта производят выше пакера до 75% от кровли пласта, а ниже пакера - на 2-5 м ниже уровня ВНК, предварительно определяют производительность пласта и величину обводненности продукции в пласте, из величины обводненности продукции выбирают производительности соответствующих насосов и устройств для ОРЭ, регулируют откачку пластовой воды началом отбора через 4-8 месяцев после отбора нефти и последующим периодическим выключением ее отбора через каждые 6-12 месяцев на 1-2 месяца.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделившуюся воду из пласта закачивают в нагнетательную скважину или в другой пласт этой скважины.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012132376/03A RU2506415C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012132376/03A RU2506415C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2506415C1 true RU2506415C1 (ru) | 2014-02-10 |
Family
ID=50032267
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012132376/03A RU2506415C1 (ru) | 2012-07-27 | 2012-07-27 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2506415C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724715C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3180413A (en) * | 1962-12-31 | 1965-04-27 | Jersey Prod Res Co | Cross flow thermal oil recovery process |
RU2297524C2 (ru) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2330945C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2330943C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2401937C1 (ru) * | 2009-10-27 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
RU2418943C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2443853C1 (ru) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
-
2012
- 2012-07-27 RU RU2012132376/03A patent/RU2506415C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3180413A (en) * | 1962-12-31 | 1965-04-27 | Jersey Prod Res Co | Cross flow thermal oil recovery process |
RU2297524C2 (ru) * | 2005-06-03 | 2007-04-20 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
RU2330945C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2330943C2 (ru) * | 2006-09-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2401937C1 (ru) * | 2009-10-27 | 2010-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
RU2418943C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного месторождения |
RU2443853C1 (ru) * | 2010-09-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724715C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2334096C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа | |
CN103089224A (zh) | 一种综合控制裂缝高度的压裂方法 | |
RU2455471C1 (ru) | Система разработки монолитного малопродуктивного зонально-неоднородного нефтяного пласта | |
RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
RU2297521C1 (ru) | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
RU2485291C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком | |
RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2678739C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
RU2455473C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов | |
RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
RU2474676C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
RU2506415C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2509880C1 (ru) | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов | |
RU2533465C1 (ru) | Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2299977C2 (ru) | Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой | |
US2886108A (en) | Oil well production | |
RU2382181C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2412343C1 (ru) | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины | |
RU2442882C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки краевого типа | |
RU2720725C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
RU2386797C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190728 |