Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: ..вытеснением водой – E21B 43/20

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Способ включает бурение горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин с параллельно расположенными горизонтальными стволами либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта _max1, проведение многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через горизонтальные нагнетательные скважины и отбор продукции через горизонтальные добывающие. При этом сначала проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальных стволах добывающих скважин, получая трещины параллельно _max1, ведут закачку воды в горизонтальные нагнетательные скважины с температурой t, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через горизонтальные добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, определяемом предлагаемой формулой, фиксируют изменение максимального главного напряжения пласта _max2 в призабойной зоне нагнетательной скважины в результате закачки холодной воды, проводят многократный гидравлический разрыв пласта в горизонтальном стволе нагнетательной скважины, получая трещины параллельно _max2, после чего вновь переходят на закачку неохлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, создание элементов с нагнетательной скважиной в центре и добывающими вокруг, либо подбор таких уже пробуренных скважин, определение первоначального направления максимального главного напряжения пласта _max1, проведение гидравлического разрыва пласта в добывающих скважинах, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. При этом сначала проводят гидравлический разрыв пласта в тех скважинах, где фронт вытеснения от нагнетательной скважины будет параллелен направлениям трещин гидравлического разрыва, получая трещины параллельно _max1. Ведут закачку воды в нагнетательные скважины с температурой, равной текущей температуре пласта t, и отбор продукции через добывающие скважины. В ближайший зимний период закачиваемую воду охлаждают до температуры (0,5-0,7)t и закачивают в объеме, пока в оставшихся скважинах без ГРП не будет зафиксирован приход холодной воды, определяют изменение максимального главного напряжения пласта _max2 в добывающих скважинах без ГРП в результате закачки холодной воды, проводят гидравлический разрыв пласта в данных добывающих скважинах, получая трещины параллельно _max2, после чего переходят на закачку не охлажденной воды. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин системы заводнения нефтяного месторождения. Обеспечивает расширение области применения изобретения для различных условий и режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ. Регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Регулирование режимов отбора из добывающих скважин включает повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией. При этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижением общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Способ включает закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре. Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной эксплуатации скважины за счет предотвращения накопления отложений в короткой колонне труб. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой газа и воды. Обеспечивает повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента вытеснения. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, закачку воды и попутного нефтяного газа в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах Р_з=(0,45 0,55)·Р_г, где Р_г - вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют. При этом на первом этапе приемистость закачиваемого газа q_г в каждую нагнетательную скважину определяют по аналитическому выражению. В залежах с вязкостью нефти в пластовых условиях более чем 50 мПа·с на втором этапе закачивают воду с температурой на забое не менее чем 90°C. В добывающие скважины на первом и втором этапах, так же как и в нагнетательные скважины, закачивают соответственно газ и воду. 2 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации. 1 табл., 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи преимущественно гидрофобного трещинно-порового коллектора. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижает скорость обводнения продукции добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению на начальном этапе ведут закачку воды. После обводнения одной из добывающих скважин закачиваемой водой до 95% определяют нагнетательную скважину, от которой произошел прорыв воды. В закачиваемую данной нагнетательной скважиной воду добавляют пепел, представляющий из себя остатки от сжигания твердого топлива, с размерами частиц не более 70 мкм и с концентрацией не более 50 мг/л. При снижении обводненности добывающей скважины на 25% или более переходят на закачку воды без пепла. Циклы проводят со всеми обводняющимися скважинами и повторяют до тех пор, пока обводненность после закачки воды с пеплом не будет уменьшаться ниже 95%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки низкопроницаемой нефтяной залежи. Способ включает бурение параллельно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин с последующим проведением на них многократного гидравлического разрыва пласта, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. При этом предусматривают бурение не менее одной добывающей и одной нагнетательной горизонтальных скважин в пластах с проницаемостью не более 2 мД и расстоянием между горизонтальными стволами скважин не менее 50 м. Добывающие скважины располагают в максимальных нефтенасыщенных толщинах. Угол между максимальным главным напряжением пласта и направлением горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин составляет от 30° до 60°. Количество N ступеней многократного гидравлического разрыва пласта выбирают исходя из условия N=1+L/100, где L - длина горизонтального ствола скважины, и округляют до большего целого числа. Общее количество горизонтальных скважин бурят в количестве, из расчета, чтобы удельные начальные геологические запасы нефти на одну горизонтальную скважину составляли не менее 50 тыс.т. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеизвлечения. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежей нефти в карбонатных трещиноватых коллекторах за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи для разработки с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие вертикальные скважины бурят по неравномерной сетке с попаданием в узлы разуплотнений, а нагнетательные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах с минимальной и средней трещиноватостью между несколькими узлами разуплотнений примерно на равном расстоянии от них. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки трещиноватых коллекторов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности разработки трещиноватых коллекторов за счет более рационального размещения добывающих скважин. Сущность изобретения: способ включает определение трещиноватости или линий разуплотнения залежи, строительство добывающих и нагнетательных скважин с учетом трещиноватости залежи, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению выбирают участок залежи с нефтенасыщенными толщинами более 10 м, предотвращающими быстрое обводнение добываемой нефти подошвенной водой. Определяют расположение узлов разуплотнений - пересечений линий разуплотнений. Добывающие скважины бурят по неравномерной сетке в виде вертикальных скважин с попаданием в узлы разуплотнений или в виде боковых, или боковых горизонтальных стволов с пересечением близлежащих линий разуплотнений, сообщаемых с узлами разуплотнений. Нагнетательные горизонтальные скважины располагают в уплотненных карбонатных коллекторах, между несколькими узлами разуплотнений перпендикулярно преобладающему направлению трещиноватости залежи. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Обеспечивает повышение охвата пласта, темпов отбора и коэффициента нефтеизвлечения при разработке мелких нефтяных залежей, находящихся на стадии поиска и разведки. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин, проведение исследований, уточнение размеров залежи, пробную эксплуатацию залежи и создание геолого-гидродинамической модели, дополнительное разбуривание залежи, отбор нефти через добывающие скважины и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению при бурении разведочных скважин бурят вертикальные поисковую, разведочную и эксплуатационную скважины, конструкции которых позволяют переводить скважины под нагнетание рабочего агента. Условные линии, проведенные через разведочную и поисковую скважину и через поисковую и эксплуатационную скважину, составляют угол от 30° до 180° для обеспечения максимального охвата залежи упомянутыми скважинами. На основе полученных данных бурения трех скважин строят уточненную геолого-гидродинамическую модель, по которой определяют длину, параметры работы горизонтальных эксплуатационных скважин и их количество с учетом отбора одной горизонтальной скважиной не менее 25000 т извлекаемых запасов нефти. Осуществляют бурение горизонтальных эксплуатационных скважин. Причем горизонтальные стволы эксплуатационных скважин размещают параллельно друг другу под углом от 45° до 90° к большей оси залежи, под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости и на равном расстоянии от вертикальных скважин. После отработки на нефть в период пробной эксплуатации вертикальные скважины переводят под нагнетание рабочего агента в период промышленной разработки после бурения горизонтальных эксплуатационных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти вертикальными, горизонтальными и многозабойными скважинами с применением методов вытеснения нефти из пласта закачкой теплоносителя и водогазовой смеси. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата. Сущность изобретения: способ включает бурение или выбор уже пробуренных добывающих и нагнетательных скважин на участке нефтяной залежи, бурение боковых горизонтальных стволов или горизонтальных нагнетательных скважин, закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, через вертикальные нагнетательные скважины, горячей воды через горизонтальные нагнетательные скважины или через боковые горизонтальные стволы и отбор продукции через добывающие скважины. Согласно изобретению по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Горизонтальные нагнетательные скважины либо боковые горизонтальные стволы бурят параллельно стволам многозабойных или горизонтальных добывающих скважин с расстоянием между стволами не менее 150 м. Горизонтальные нагнетательные скважины или боковые горизонтальные стволы оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·P_г, где P_г - вертикальное горное давление пород. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси с расходом

Q _г=V_г/N+Q_в, м³/сут, где V_г - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м³; N - число вертикальных нагнетательных скважин; Q_в - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м³/сут. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины. Обеспечивает снижение обводненности добывающих скважин и увеличение дебита нефти без дополнительных затрат на переоборудование скважин при минимально допустимом увеличении объемов закачки. Сущность изобретения: способ включает выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин. Согласно изобретению анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес. Регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин. При этом суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%. Остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей, в границах которых встречаются мелкие изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые только одиночной скважиной эксплуатационного фонда. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет изменения режимов отбора-закачки. Сущность изобретения: при разработке мелких отдельных нефтяных линз, вскрытых одиночной скважиной, производят чередование отбора пластовой жидкости и закачку вытесняющего агента. Закачку вытесняющего агента ведут при давлении, не превышающем давления разрыва пород, определяемого по геолого-физическим параметрам линзы, до снижения приемистости до 50% от первоначальной. Отбор жидкости осуществляют до падения дебита нефти на 20-60% от первоначального. При этом периоды закачки на начальном этапе ведут через равные промежутки времени, пока пластовое давление не достигнет первоначального. Периоды отбора на начальном этапе осуществляют также через равные промежутки времени, пока пластовое давление не снизится до 80-90% от давления насыщения. При этом начальный этап разработки считается завершенным при снижении первоначального дебита нефти во втором и последующих циклах отбора до 30-60% от первоначального дебита нефти в первом цикле. 1 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к системе закачки воды в пласт для вытеснения нефти и поддержания пластового давления. Обеспечивает возможность оптимизации давления в водоводах, снижения вероятности их порыва и сокращения материальные затрат на поддержание пластового давления. Сущность изобретения: система поддержания пластового давления включает насосы, водораспределительные устройства с расходомерами, регуляторы расхода, водоводы, соединяющие водораспределительные устройства с отводами, идущими к нагнетательным скважинам различной приемистости и сгруппированными по водоводам в соответствии с приемистостью и давлением закачки воды. Согласно изобретению водоводы, к которым подключены высокоприемистые и/или среднеприемистые нагнетательные скважины, соединяют с коллектором водораспределительного устройства через регулятор расхода пружинного типа, с входным калиброванным отверстием на подвижном элементе регулятора расхода, перекрывающим выходные каналы с возможностью поддержания требуемого расхода жидкости. Отводы высокоприемистых нагнетательных скважин, подключенные с отводами среднеприемистых нагнетательных скважин к одному водоводу, дополнительно оснащены аналогичными пружинными регуляторами расхода с входным калиброванным отверстием, обеспечивающим требуемый расход жидкости для соответствующей скважины с учетом взаимодействия с регулятором расхода, установленным на соответствующем водоводе. При этом выкидная линия насоса, соединяющая его с водораспределительным устройством, оснащена датчиком давления, а насос - частотно-регулируемым приводом, функционально связанным с датчиком давления. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участков залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. В двух нефтенасыщенных пропластках, совпадающих в структурном плане, горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами так, что, пересекаясь, горизонтальные стволы образуют сетку. В центре каждой ячейки полученной сетки размещают от 1 до 2 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом один ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин проводят в одном из нефтенасыщенных пропластков, а другой ряд параллельных горизонтальных стволов добывающих скважин, расположенных перпендикулярно первому, проводят в другом нефтенасыщенном пропластке для создания возможности перпендикулярных фильтрационных потоков одного пропластка относительно другого. Расстояние между горизонтальными стволами в местах их пересечения в структурном плане выдерживают минимально 0,5 м, где предусматривают водонабухающие пакеры для отсечения мест прорыва рабочего агента. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и может найти применение при разработке газонефтяных залежей с подошвенной водой. Обеспечивает повышение эффективности разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой за счет более рационального использования энергии подошвенных вод и увеличения газо- и нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой включает первоочередную разработку газовой шапки газовыми скважинами и отбор, по крайней мере, части газа с последующей совместной разработкой газовой шапки и нефтяной оторочки путем вскрытия последней добывающими и нагнетательными скважинами, закачку вытесняющего агента в нефтяную часть залежи и отбор нефти. Согласно изобретению при начале отбора газа из газовой шапки осуществляют отбор и перепуск подошвенной воды в газовую шапку. Обеспечивают продвижение подошвенной воды вдоль газонефтяного контакта и обеспечивают создание барьера на газонефтяном контакте для сокращения перетока нефти в газовую шапку и внедрения подошвенной воды в нефтяную часть залежи. При этом регулируют объемы отбора газа и перепускаемой воды таким образом, что газонефтяной контакт поддерживают практически неподвижным. 5 з.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 3 ил.

Группа изобретений имеет отношение к способам повышения добычи тяжелой или вязкой сырой нефти из подземного коллектора и в вариантах его осуществления особенно имеет отношение к операциям холодной добычи из таких коллекторов. Обеспечивает повышение эффективности способов. Сущность решения: способ содержит нефтеносную коллекторную породу и имеет по меньшей мере одну эксплуатационную скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Способ предусматривает проведение операций вторичной добычи с использованием вытесняющей жидкости, при этом добытая нефть имеет плотность в диапазоне 30° API, и способ включает в себя следующие операции: (a) избыточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при отношении замещения пористости - VRR от 0.95 до 1.11 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь отношение вода-нефть - WOR по меньшей мере 0.25; и (b) недостаточное нагнетание вытесняющей жидкости в коллекторную породу при VRR<0.95 до тех пор, пока образованные флюиды не будут иметь газовый фактор - GOR по меньшей мере в 2 раза больше, чем GOR при растворенном газе начальной нефти, добытой из скважины, причем во время нагнетания воды накопленное VRR поддерживают в диапазоне от 0.6 до 1.25. 3 н. и 45 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из неоднородных залежей. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи включает бурение по любой из известных сеток вертикальных, горизонтальных и наклонных скважин. Определяют границы зон с различной проницаемостью. Уплотняют сетку скважин не более 4 га/скв. Закачивают вытесняющую жидкость в каждую зону через нагнетательные скважины и добывают продукцию пласта из каждой зоны через добывающие скважины. При этом зоны с различной проницаемостью делят на низкопроницаемые, средне-проницаемые и высокопроницаемые. Уплотнение сетки скважин производят только в низкопроницаемых зонах. При этом в высокопроницаемых зонах отношение нагнетательных и добывающих скважин выбирают не менее 1:5, среднепроницаемых - от 1:3 до 1:5, низкопроницаемых - от 1:1 до 1:3. После снижения дебита на одном из участков зон ниже рентабельного на этом участке производят гидроразрыв пласта. Затем определяют проницаемость на данном участке, относят его к соответствующей зоне и из этого определяют количество нагнетательных и добывающих скважин на данном участке. Техническим результатом является интенсификация отбора из низкопроницаемых зон и повышение коэффициента извлечения нефти. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к оборудованию для эксплуатации нефтедобывающих скважин и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной закачки жидкости в два пласта одной скважины. Устройство смонтировано на колонне насосно-компрессорных труб и содержит подвеску, оснащенную двумя пакерами. В полости подвески выполнены, по меньшей мере, два кольцевых выступа, в последних герметично установлен стакан с упором в торцевой выступ подвески, выполненный с продольными каналами, образующие межтрубные пространства. В стенке стакана по обе стороны от нижнего кольцевого выступа установлены два штуцера с калиброванными проходными сечениями, сообщающими полость стакана, с одной стороны, с верхним пластом скважины через верхний штуцер, межтрубное пространство между кольцевыми выступами и окна, выполненные в стенке подвески, и с другой, - с нижним пластом через нижний штуцер, межтрубное пространство ниже кольцевых выступов и продольные каналы торцевого выступа. Технический результат заключается в обеспечении возможности оперативной закачки запланированных объемов жидкости в пласты скважины с разной приемистостью. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к получению умягченной воды для нагнетания в пласт. Способ включает (а) выработку умягченной воды путем (i) подачи исходной воды, имеющей общее содержание растворенных твердых веществ вплоть до 15000 мг/л и содержание многовалентных катионов более 40 мг/л, в фильтр, содержащий слой катионообменной смолы в моновалентной катионной форме, (ii) пропуска исходной воды через слой катионообменной смолы, (iii) вывода из фильтра умягченной нагнетаемой воды, имеющей содержание многовалентных катионов вплоть до 40 мг/л; (б) регенерацию катионообменной смолы путем (i) подачи регенерационного рассола в фильтр, причем регенерационный рассол представляет собой природную воду с высоким солесодержанием, имеющую концентрацию моновалентных катионов и многовалентных катионов, такую, что предел умягчения для исходной воды составляет вплоть до 40 мг/л многовалентных катионов, где предел умягчения для исходной воды определяется как коэффициент умягчения, умноженный на концентрацию многовалентных катионов в исходной воде (мг/л), и где коэффициент умягчения определяется как: (молярная концентрация моновалентных катионов в исходной воде)²/(молярная концентрация многовалентных катионов в исходной воде) : (молярная концентрация моновалентных катионов в регенерационном рассоле) ²/(молярная концентрация многовалентных катионов в регенерационном рассоле). Технический результат - интенсификация добычи углеводородов из пласта. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи залежи за счет повышения эффективности вытеснения нефти и усиления воздействия на слабодренируемые, трудноизвлекаемые запасы нефти в нефтеносных пластах. Сущность изобретения: осуществляют вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины. Согласно изобретению заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней. При этом компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин. В процессе снижения дебита нефти при заводнении из водоносных пластов компенсацию давления заводнением производят закачкой воды и/или реагентов с устья нагнетательных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата продуктивного пласта воздействием и увеличение его нефтеотдачи. Сущность изобретения: определяют направления трещиноватости коллектора, разбуривают залежь вертикальными и/или наклонно направленными и многозабойными скважинами по квадратной сетке и формируют пятиточечные элементы разработки с бурением в центре и по углам элементов вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин и бурением между центральной и угловыми скважинами в элементе разработки многозабойной добывающей скважины с закругленным окончанием ствола, осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин определяют интервалы обводнения и осуществляют изоляцию обводнившихся интервалов. Согласно изобретению перед разбуриванием залежи выделяют участки с общими нефтенасыщенными толщинами более 6 м в карбонатных коллекторах и/или участки с эффективными нефтенасыщенными толщинами не менее 2 м в нефтяной зоне и не менее 4 м в водонефтяной зоне в терригенных коллекторах. На этих участках перед бурением многозабойной добывающей скважины проводят уточнение направления трещиноватости коллектора. Многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси к большой полуоси эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойных добывающих скважин выполняют восходящими с минимальным расстоянием в нижней части до водонефтяного контакта 4 м для карбонатных коллекторов и 2 м для терригенных коллекторов, а в верхней части - с минимальным расстоянием 1 м до кровли продуктивного пласта. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти в карбонатных и терригенных коллекторах, разбуренных вертикальными и горизонтальными скважинами. Обеспечивает повышение охвата пласта вытеснением как по толщине, так и по площади, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта и повышение темпов отбора нефти. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи вертикальными и/или наклонно направленными нагнетательными скважинами и размещенными крестообразно со взаимно перпендикулярным расположением стволов горизонтальными добывающими скважинами, закачку рабочего агента через вертикальные и/или наклонно направленные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие горизонтальные скважины. Согласно изобретению горизонтальные добывающие скважины выполняют длиной, более чем в 4 раза превышающей расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами, так что горизонтальные добывающие скважины вскрывают в начале и в конце ствола нижние пропластки, а в середине ствола - верхние пропластки. В перпендикулярном направлении в начале и в конце ствола горизонтальные добывающие скважины вскрывают верхние пропластки, а в середине ствола - нижние пропластки. При этом горизонтальные добывающие скважины образуют сетку, в центре каждой ячейки которой размещают от 1 до 3 вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин. При этом минимальное расстояние между горизонтальной добывающей скважиной в вертикальной плоскости - 1 м. Для отсечения мест прорыва рабочего агента в горизонтальные добывающие скважины предусматривают водонабухающие пакеры. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает определение преимущественного направления трещин, разбуривание залежей добывающими и нагнетательными скважинами с учетом направления естественной трещиноватости залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. Из скважин формируют элементы квадратной сетки. Одну из сторон квадратной сетки располагают вдоль направления трещин. Горизонтальные стволы добывающих скважин размещают параллельно друг другу в шахматном порядке от центра одного элемента квадратной сетки до центра соседнего элемента квадратной сетки, расположенного диагонально, и проводят у кровли нефтенасыщенного пласта. В каждой добывающей скважине в продуктивном пласте размещают два водонабухающих пакера, которые делят горизонтальный ствол на три равные части. Горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают в центре элементов между двумя параллельно расположенными соседними добывающими скважинами и проводят у водонефтяного контакта или подошвы нефтенасыщенного пласта. Добывающие и нагнетательные скважины выполняют с определенной длиной их горизонтальных стволов, которую определяют по аналитическому выражению. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с коллектором, имеющим естественную трещиноватость. Обеспечивает повышение охвата пласта воздействием и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу определяют направления трещиноватости коллектора, формируют элементы разработки бурением горизонтальных нагнетательных скважин по квадратной сетке с параллельным расположением стволов и многозабойными добывающими скважинами с закругленными окончаниями стволов, расположенными вокруг ствола каждой горизонтальной скважины. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При обводнении последних определяют интервалы обводнения и изолируют обводнившиеся интервалы. Согласно изобретению многозабойную скважину выполняют в форме полуэллипса, большая ось которого направлена под углом 30-60° к направлению трещиноватости при отношении малой полуоси b/2 к большой полуоси a/2 эллипса 0,1-0,8. При этом стволы многозабойной добывающей скважины выполняют длиной в продуктивной части пласта (0,6-0,8)·а каждый, на которых через каждые 50-250 м устанавливают водонабухающие пакеры. Сами стволы располагают у кровли продуктивного пласта на расстоянии не менее 0,5 м и не более 2 м от нее. Горизонтальную нагнетательную скважину размещают в плане вдоль большой оси эллипса многозабойной добывающей скважины, выполняют длиной (0,3-0,6)·а горизонтальной части в продуктивном пласте и размещают у водо-нефтяного контакта или подошвы чисто нефтенасыщенного пласта в профиле на расстоянии не менее 0,2 м и не более 1 м от него. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в системе законтурного и внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления. Обеспечивает снижение металлоемкости конструкции устройства, повышение качества диспергации газа в жидкости и интенсификации перемешивания газожидкостной смеси с возможностью регулирования величины газирования жидкости, закачиваемой в пласт. Сущность изобретения: устройство содержит размещенные в скважине внутреннюю колонну труб, оборудованную камерой для приема жидкости и газа, и наружную колонну труб, герметизирующий узел. Причем камера для приема жидкости и газа сообщена с межколонным пространством выше герметизирующего узла и выполнена в виде камеры низкого давления струйного насоса, на входе которого установлен эжектор, а выход сообщен с внутренней колонной труб. При этом в межколонное пространство под давлением предусмотрена подача газа с возможностью его всасывания в камеру низкого давления струйного насоса. Герметизирующий узел выполнен в виде пакера и установлен в скважине в составе внутренней колонны труб выше пласта. Выше пакера напротив камеры низкого давления струйного насоса во внутренней колонне труб выполнены сквозные радиальные пазы для подачи газа. Наружная колонна труб снизу оснащена эжектором, телескопически установленным во внутреннюю колонну труб на входе камеры низкого давления струйного насоса с возможностью осевого перемещения относительно внутренней колонны труб и регулирования проходного сечения сквозных радиальных пазов с возможностью их герметичного отсечения. При этом вход струйного насоса сообщен с наружной колонной труб. Ниже выхода струйного насоса внутренняя колонна труб снабжена диафрагмами с центральными щелевыми отверстиями. Каждое щелевое отверстие последующей диафрагмы смещено на угол 15-20° по направлению часовой стрелки или против часовой стрелки. Ниже диафрагм во внутренней колоне труб установлен трубчатый успокоитель потока газожидкостной смеси. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть использовано на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений с применением внутриконтурного заводнения. Обеспечивает повышение эффективности

добычи остаточных запасов нефти. Сущность изобретения: способ включает внутриконтурное заводнение нефтяной залежи с использованием нагнетательных и добывающих скважин. Среди добывающих скважин выбирают наиболее продуктивную скважину. В этой скважине контролируют коэффициент нефтедобычи и весовую обводненность. При достижении предельного значения весовой обводненности и с прекращением добычи нефти в упомянутую добывающую скважину закачивают углеводородный газ в заданном объеме. Вытесняют углеводородным газом воду из кольцевого пространства наиболее продуктивной скважины и из зоны дренирования нефтяных пластов, которой вместе с водой, закачиваемой в соседние нагнетательные скважины, воздействуют на соседние добывающие скважины. При этом наиболее продуктивную добывающую скважину после закачки в нее углеводородного газа переводят на добычу нефтегазовой смеси. При достижении предельной обводненности по другим добывающим скважинам в них тоже осуществляют закачку углеводородного газа.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработки нефтяных оторочек, приуроченных к сложнопостроенным карбонатным коллекторам. Обеспечивает повышение эффективности разработки подстилающих нефтяных оторочек в сложнопостроенных карбонатных коллекторах за счет сокращения прорывов газа и воды по системе трещин. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и горизонтальных добывающих скважин, организацию поддержания пластового давления закачкой воды, по мере обводнения и загазования продукции добывающих скважин забуривание боковых горизонтальных стволов на различных уровнях в пределах нефтенасыщенной толщины по результатам анализа выработки запасов и гидродинамического моделирования, а также периодическую эксплуатацию добывающих скважин. Согласно изобретению на основе 3D гидропрослушивания определяют анизотропию проницаемости продуктивного коллектора в трехмерном пространстве - главные направления проницаемости. Как нагнетательные, так и добывающие скважины сооружают в варианте горизонтальных. При этом горизонтальные стволы добывающих скважин проводят в средней части нефтенасыщенной толщины, а горизонтальные стволы нагнетательных скважин - вблизи уровня газонефтяного контакта - ГНК. Нагнетательные и добывающие горизонтальные стволы размещают параллельно друг другу по смещенной однорядной сетке так, чтобы расстояние между добывающими стволами в ряду соответствовало положению нагнетательных стволов в соседних рядах. Нагнетательные скважины эксплуатируют в периодическом режиме так, что в периоды закачки воды добывающие скважины простаивают и происходит накопление в пласте запаса упругой энергии. В периоды простаивания нагнетательных скважин запускают в работу добывающие скважины. Продолжительность периодов добычи и нагнетания выбирают в интервале 1-3 месяца из условия, чтобы пластовое давление на уровне ГНК в районе добывающих скважин превышало начальное пластовое давление на величину депрессии при работе добывающих скважин плюс 3-5 атм, а его снижение за периоды добычи соответствовало достижению уровня начального пластового давления. 5 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает снижение материальных затрат и увеличение коэффициента извлечения нефти за счет изоляции водопритоков из обводнившихся участков пласта, а также упрощение выделения участков куполообразных поднятий. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, добычу нефти через добывающие скважины, исследование и выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта, закачку водоизолирующего состава в скважины, использование остальных скважин, расположенных в непосредственной близости от куполообразного поднятия, связанных гидродинамически с добывающими скважинами в пределах данного продуктивного пласта и полностью обводнившихся в процессе добычи, в качестве нагнетательных, в которые закачивают рабочий агент. Согласно изобретению исследование и выделение участков проводят с помощью термометрии и определения замкнутых зон с максимальной температурой 30-38°С, соответствующих куполообразным поднятиям. Закачку водоизолирующего состава производят в скважины, расположенные во впадинах и полностью обводнившиеся, задавливая в пласт для частичной изоляции водопритока в куполообразные поднятия из обводнившихся зон пласта. Из этих скважин проводят боковые или горизонтальные стволы для вскрытия пласта в зоне куполообразных поднятий с последующим использованием скважин с этими стволами как добывающих. 1 пр., 2 ил.