СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КУПОЛЬНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ Российский патент 2015 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2557284C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, находящегося на завершающей стадии, в котором осуществляют доизвлечение нефти с использованием существующего фонда скважин. Для этого устанавливают на них отбор жидкости, кратно превосходящий предшествующий отбор. Этот форсированный отбор жидкости осуществляют на скважине. Ее выбирают из числа скважин, расположенных в зоне купольного поднятия, которая находится ближе других к предполагаемой максимальной абсолютной отметке на купольном поднятии. Устанавливают режим отбора жидкости, позволяющий создать градиент давления, который превышал бы предшествующий градиент давления (патент РФ №2120543, опубл. 20.10.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ доразработки нефтяного месторождения, находящегося на заключительной стадии эксплуатации, согласно которому при обводнении извлекаемой нефти закачку вытесняющего агента прекращают. Осуществляют промысловые испытания во всех скважинах, вскрывших продуктивный пласт. Это осуществляют путем замера суммарного количества нефти без воды в зависимости от времени накопления в скважинах при их простое. При этом выбирают скважины, где наблюдают увеличение количества нефти от времени ее накопления. Относят эти скважины к купольной части продуктивного пласта. Уточняют характер структуры его залегания и используют купольные части продуктивного пласта как основные объекты добычи нефти. Затем устанавливают периодический режим работы эксплуатационных скважин, перфорированных в купольных частях, при котором предполагают отбор нефти, без воды. Режим работы для каждой эксплуатационной скважины устанавливают индивидуально по промысловым испытаниям в зависимости от геолого-физических свойств призабойной зоны каждой скважины и ее расположения на структуре продуктивного пласта (патент РФ №2116436, опубл. 27.07.1998 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является невысокая нефтеотдача, обусловленная отсутствием периодического контроля обводненности и своевременного реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, включающем отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более, в добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток, при обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток, при этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины, производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности, при снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины, производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине, при снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине.

Сущность изобретения

На заключительной стадии разработки купольной нефтяной залежи особое внимание приобретает контроль за обводненностью добываемой пластовой продукции и своевременное реагирование на изменение обводненности. В известных технических решениях отсутствует периодический контроль обводненности и своевременное реагирования на изменение обводненности добываемой пластовой продукции. Вследствие этого нефтеотдача остается на невысоком уровне. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, когда текущая обводненность добываемой пластовой продукции достигает 80 и более % отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной и с разностью гипсометрических отметок между добывающей и нагнетательной скважиной от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток независимо от получающегося дебита. Эксплуатируют добывающую скважину с прежним дебитом. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме, без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1800-1920 м, пластовое давление от 14,5 МПа, пластовая температура от 36°С, толщина пласта от 3 до 50 м, пористость не менее 18%, проницаемость от 200 до 1200 мДа, нефтенасыщенность не менее 75%, вязкость нефти не менее 15 мПа·с, плотность нефти 0,86 г/см3. Коллектор - песчаник - глинистый песчаник. Залежь находится в завершающей стадии разработки, текущая обводненность добываемой пластовой продукции составляет не менее 80%.

Выбирают локальный участок купольной залежи с расположенными на участке одной добывающей и двумя нагнетательными скважинами с разностью гипсометрических отметок между добывающими и нагнетательными скважинами от 3 м и более. Таким образом, интервал перфорации добывающей скважины оказывается выше интервала перфорации нагнетательной скважины на 3 и более м. В добывающих скважинах производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования, рассчитанного на обеспечение постоянного дебита, на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток не зависимо от получающегося дебита. Насосное оборудование снабжают частотно регулируемым приводом и системой управления с реле давления. Эксплуатируют добывающие скважины с прежним дебитом, равным 50 м3/сут. Отмечают увеличение обводненности добываемой пластовой продукции. При увеличении обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток от 5 до 30% относительно первоначального времени. При этом на нагнетательных скважинах производят ограничение закачки и/или полную остановку одной скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При получении результата по снижению обводненности на 5-15% продолжают эксплуатацию в упругом режиме, т.е. без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу влияющей нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. Циклы повторяют. В результате удается снизить обводненность добываемой пластовой продукции и за счет этого повысить нефтеотдачу залежи на 2% с 34 до 36%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Похожие патенты RU2557284C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ 2011
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валентин Васильевич
  • Шуплецов Владимир Аркадьевич
  • Кустышев Денис Александрович
  • Кузьмич Андрей Александрович
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Сагидуллин Максим Александрович
RU2460872C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Тазиев Миргазиян Закиевич
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Ганиев Булат Галиевич
  • Туктаров Тагир Асгатович
  • Ахмадиев Равиль Нурович
RU2459937C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2012
  • Хисамов Раис Салихович
  • Заббаров Руслан Габделракибович
  • Грабовецкий Дмитрий Сергеевич
RU2487233C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2014
  • Хисамов Раис Салихович
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Закиев Булат Флусович
  • Швыденко Максим Викторович
  • Маликов Марат Мазитович
RU2540718C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2012
  • Тахаутдинов Шафагат Фахразович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Валиев Фанис Хаматович
  • Салихов Илгиз Мисбахович
  • Мифтахов Фаат Имаметдинович
  • Калабухов Владимир Александрович
RU2480578C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Тазиев Миргазиян Закиевич
  • Туктаров Тагир Асгатович
RU2527951C1
СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1996
  • Дьячук И.А.
RU2116436C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1994
  • Кузнецов С.М.
  • Поединчук Н.Е.
  • Веричев В.П.
  • Журавлева В.А.
  • Шопов И.И.
  • Просвирин А.А.
RU2047750C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2014
  • Хисамов Раис Салихович
  • Гумаров Нафис Фаритович
  • Ганиев Булат Галиевич
  • Хусаинов Руслан Фаргатович
RU2551571C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2011
  • Хисамов Раис Салихович
  • Хамидуллин Марат Мадарисович
  • Шайдуллин Ринат Габдрашитович
  • Галимов Илья Фанузович
  • Ванюрихин Игорь Степанович
  • Галиев Фарит Азгарович
RU2453689C1

Реферат патента 2015 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КУПОЛЬНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации ведут отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более. В добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток. При обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток. При этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины. Производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности. При снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме без запуска влияющей нагнетательной скважины. Производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине. При снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине. 1 пр.

Формула изобретения RU 2 557 284 C1

Способ разработки купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации, включающий отбор пластовой продукции через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что выбирают локальный участок залежи согласно разности гипсометрических отметок между по крайней мере одной добывающей и по крайней мере одной нагнетательной скважиной на величину от 3 м и более, в добывающей скважине производят замену стандартного глубинно-насосного оборудования на глубинно-насосное оборудование с возможностью эксплуатации по времени в течение суток, при обнаружении изменения обводненности на 10-15% производят ограничение по объему извлекаемой пластовой продукции за счет изменения времени работы насосного оборудования в течение суток, при этом на участке нагнетательной скважины производят ограничение закачки либо полную остановку скважины, производят периодические замеры изменения режима эксплуатации добывающей скважины по обводненности, при снижении обводненности продолжают эксплуатацию в упругом режиме без запуска влияющей нагнетательной скважины, производят повторные периодические замеры обводненности и изменения забойного давления в добывающей скважине, при снижении забойного давления на 5% и более относительно первоначально замеренной величины производят запуск в работу нагнетательной скважины и продолжают контролировать изменение основных параметров по обводненности и забойному давлению в добывающей скважине.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2015 года RU2557284C1

СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАХОДЯЩЕГОСЯ НА ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1996
  • Дьячук И.А.
RU2116436C1
СПОСОБ РАННЕЙ ИДЕНТИФИКАЦИИ ЕСТЕСТВЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТОВ 2011
  • Колганов Венедикт Иванович
  • Демин Сергей Валерьевич
  • Ковалева Галина Анатольевна
  • Морозова Алла Юрьевна
  • Фомина Анна Анатольевна
RU2478773C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2010
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2418943C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С НЕБОЛЬШОЙ ПО ТОЛЩИНЕ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКОЙ 1986
  • Мартос В.Н.
  • Умариев Т.М.
SU1410596A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2012
  • Газизов Ильгам Гарифзянович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Вафин Рустем Фердинантович
  • Каримов Ильдар Сиринович
  • Идиятуллина Зарина Салаватовна
  • Оснос Лилия Рафагатовна
RU2506419C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2005
  • Кандаурова Галина Федоровна
  • Хисамов Раис Салихович
  • Дияшев Расим Нагимович
  • Нурмухаметов Рафаиль Саитович
  • Мурзаев Александр Алексеевич
  • Гуськов Дмитрий Владимирович
  • Галимов Илья Фанузович
  • Кандауров Сергей Владимирович
RU2282025C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2011
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Вячеслав Гайнанович
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2463443C1
US 6664101 B2, 16.12.2003

RU 2 557 284 C1

Авторы

Хисамов Раис Салихович

Тазиев Миргазиян Закиевич

Ганиев Булат Галиевич

Туктаров Тагир Асгатович

Даты

2015-07-20Публикация

2014-10-10Подача