RU2418157C1 - Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2418157C1 RU2418157C1 RU2010115726/03A RU2010115726A RU2418157C1 RU 2418157 C1 RU2418157 C1 RU 2418157C1 RU 2010115726/03 A RU2010115726/03 A RU 2010115726/03A RU 2010115726 A RU2010115726 A RU 2010115726A RU 2418157 C1 RU2418157 C1 RU 2418157C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- pumped
- biopolymer
- trunk
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 8
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 4
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 8
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 3
- 239000012062 aqueous buffer Substances 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 24
- 239000000872 buffer Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Обеспечивает упрощение способа и одновременное повышение его эффективности за счет снижения обводненности добываемой продукции. Сущность изобретения: способ включает проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти. Согласно изобретению основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта - ВНК. Перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м. При этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия. При этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м3, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания. При этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №1623276, МПК 8 Е21В 43/00, опубл. в бюл. №33 от 27.11.1999 г.), включающий разбуривание месторождения системой скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и добычу нефти через добывающие скважины. Дополнительно проводят дренажные скважины с горизонтальными стволами, размещают их в подошве месторождения с газонапорным режимом или в кровле месторождения с водонапорным режимом, при этом система горизонтальных скважин имеет пересекающиеся или скрещивающиеся в плане стволы, а добывающие скважины гидродинамически связаны с местами пересечения горизонтальных стволов дренажных скважин, закачку вытесняющего агента осуществляют в кровлю месторождения при газонапорном режиме или в подошву месторождения при водонапорном режиме.
Недостатком данного способа является то, что не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей вследствие быстрого обводнения добываемой продукции поднимающимися конусами обводнения.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2274738, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №11 от 20.04.2006 г.), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, при этом основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительным ответвленным восходящим стволом назначают исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод в основной транспортный горизонтальный ствол и к забоям дополнительных восходящих стволов, так как не предусмотрена водоизоляция основного транспортного ствола;
- во-вторых, сложность осуществления способа, так как бурение восходящих дополнительных стволов осуществляют по отметкам, что может привести к ошибочным расчетам.
Задачей изобретения является упрощение осуществления способа и одновременное повышение эффективности разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами за счет снижения обводненности добываемой продукции путем проводки основного транспортного горизонтального ствола выше уровня ВНК и создания водоизолирующего экрана вокруг основного транспортного горизонтального ствола.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающим проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти.
Новым является то, что основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м, при этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия, при этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м3, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.
На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами включает проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола 1 в продуктивном пласте 2, причем основной транспортный горизонтальный ствол 1 проводят над уровнем водонефтяного контакта (ВНК) 3, определяемого гидродинамическими исследованиями. Перед бурением дополнительных восходящих стволов 4; 4'; 4"....4n из основного транспортного горизонтального ствола 1 в основной транспортный горизонтальный ствол 1 закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран 5 вокруг основного горизонтального ствола 1 диаметром не менее 0,5 метров, и определяют практическим путем.
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта, пластового давления и ожидаемого дебита нефти определяют водоизолирующий состав.
При высокой проницаемости продуктивного пласта 2 (например, от 0,3 мкм2 и более) и небольшом пластовом давлении нефти происходит ускоренное подтягивание воды от границы ВНК 3 в основной транспортный горизонтальный ствол 1, поэтому в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, которая не ведет к изменению проницаемости породы по углеводородам, при этом не является физическим блоком и задерживает или блокирует только поток воды в матрице продуктивного пласта 2, не препятствуя притоку нефти в основной транспортный горизонтальный ствол 1.
При небольших пластовых давлениях и большой толщине продуктивного пласта 2 возникает большой перепад давления в дополнительных восходящих стволах 4; 4'; 4"…4n относительно основного транспортного горизонтального ствола 1, при этом нефть из основного транспортного горизонтального ствола 1 движется к подошве продуктивного пласта 2, т.е. к границе ВНК 3, в связи с чем снижается объем отбора нефти, поэтому в качестве водоизолирующего состава закачивают цементный раствор, чтобы полностью кольматировать продуктивный пласт 2 вокруг основного транспортного горизонтального ствола 1
При больших дебитах нефти для эффективной выработки продуктивного пласта 2 и наиболее эффективной защиты основного транспортного горизонтального ствола 1 от подсасывания воды в качестве водоизолирующего состава закачивают тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия. Тампонирующая композиция и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования представляет собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, который закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м3, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания.
В качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.
Производят бурение дополнительных восходящих стволов 4; 4'; 4"…4n, которые бурят к кровле продуктивного пласта 2, и включение скважины в работу по добыче нефти.
Предлагаемый способ прост в применении и не требует проводку дополнительных восходящих стволов по отметкам, при этом повышается эффективность разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами за счет снижения обводненности добываемой продукции путем проводки основного транспортного горизонтального ствола выше уровня ВНК.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами, включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола в продуктивном пласте, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных восходящих стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол проводят над уровнем водонефтяного контакта -ВНК, перед бурением восходящих стволов, которые бурят к кровле продуктивного пласта, в основной транспортный горизонтальный ствол закачивают водоизолирующий состав в объеме, позволяющем получить водоизолирующий экран вокруг основного горизонтального ствола диаметром не менее 0,5 м, при этом в качестве водоизолирующего состава закачивают водную суспензию полиакриламида, цементный раствор или тампонирующую композицию, состоящую из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия, при этом тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35%-ный водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м3, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115726/03A RU2418157C1 (ru) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115726/03A RU2418157C1 (ru) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2418157C1 true RU2418157C1 (ru) | 2011-05-10 |
Family
ID=44732708
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010115726/03A RU2418157C1 (ru) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2418157C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473794C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2488690C1 (ru) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами |
| RU2535326C2 (ru) * | 2013-03-27 | 2014-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2232265C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважину |
| RU2274738C1 (ru) * | 2005-07-04 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
| RU2282022C2 (ru) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа |
| RU2286448C2 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин |
-
2010
- 2010-04-20 RU RU2010115726/03A patent/RU2418157C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5197543A (en) * | 1992-03-16 | 1993-03-30 | Oryx Energy Company | Horizontal well treatment method |
| RU2232265C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважину |
| RU2282022C2 (ru) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа |
| RU2286448C2 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин |
| RU2274738C1 (ru) * | 2005-07-04 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2488690C1 (ru) * | 2012-01-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами |
| RU2473794C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2535326C2 (ru) * | 2013-03-27 | 2014-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105089603B (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| CN107905844A (zh) | 盐矿老腔全采动空间注气排卤方法 | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| EA201070763A1 (ru) | Способ увеличения нефтеизвлечения с улучшенным поверхностно-активным веществом для нефтеизвлечения | |
| RU2526937C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CN107216866B (zh) | 一种碳酸盐储层缝网体积酸压改造的方法 | |
| RU2179234C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2463445C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа | |
| RU2418157C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| RU2456431C1 (ru) | Способ изоляции водопритока | |
| RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2597305C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2517674C1 (ru) | Способ разработки неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2405926C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений | |
| RU2347893C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170421 |