close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент РФ 2336413

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
(19)
RU
(11)
2 336 413
(13)
C1
(51) МПК
E21B 43/20
(2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2007132954/03, 03.09.2007
(72) Автор(ы):
Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU),
Хисамов Раис Салихович (RU),
Закиров Айрат Фикусович (RU),
Таипова Венера Асгатовна (RU)
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
03.09.2007
(45) Опубликовано: 20.10.2008 Бюл. № 29
(73) Патентообладатель(и):
Открытое акционерное общество "Татнефть" им.
В.Д. Шашина (RU)
2 3 3 6 4 1 3
2 3 3 6 4 1 3
R U
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
(57) Реферат:
Изобретение
относитс к
нефт ной
промышленности и может найти применение при
разработке нефт ной залежи. Обеспечивает
повышение
нефтеотдачи
залежи.
Сущность
изобретени : при разработке нефт ной залежи
провод т определение фильтрационно-емкостных
характеристик продуктивного пласта, установление
зависимости величины забойного давлени нагнетани и пластового давлени от
фильтрационно-емкостных характеристик,
определение интервалов оптимальных давлений
нагнетани и пластовых давлений, закачку
рабочего агента через нагнетательные скважины и
отбор продукции через добывающие скважины на
режимах
фильтрации,
соответствующих
оптимальным значени м давлени нагнетани , и
пластовых давлений между зонами закачки и
отбора. Каждую нагнетательную и добывающую
скважину снабжают датчиками забойного давлени ,
не реже одного раза в сутки замер ют забойные
давлени во всех скважинах и вычисл ют
пластовое давление вблизи скважин. Остановкой
закачки и отбора и/или изменением режимов
работы
скважин
поддерживают
в
пласте
оптимальное с точки зрени максимальной
нефтеотдачи пластовое давление. При этом
планируют остановки скважин дл ремонта и
одновременно провод т меропри ти по
поддержанию пластового давлени на участке
разработки вне зависимости от его изменени в
процессе ремонта скважины.
Страница: 1
C 1
C 1
Адрес дл переписки:
423450, Республика Татарстан, г. Альметьевск,
ул. Ленина, 35, НГДУ "Альметьевнефть", Нач.
тех. отд.
RU
R U
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2072031 C1, 20.01.1997. RU 2230896
C1, 20.06.2004. SU 1825391 A3, 30.06.1993. RU
2166619 C1, 10.05.2001. SU 1265303 A1,
23.10.1986. RU 2112138 C1, 27.05.1998. RU
2245442 C1, 27.01.2005. RU 2167289 С2,
20.05.2001. RU 2229592 C1, 27.05.2004. US
5411086 А, 02.05.1995.
RUSSIAN FEDERATION
(19)
RU
(11)
2 336 413
(13)
C1
(51) Int. Cl.
E21B 43/20
(2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2007132954/03, 03.09.2007
(72) Inventor(s):
Ibragimov Nail' Gabdulbarievich (RU),
Khisamov Rais Salikhovich (RU),
Zakirov Ajrat Fikusovich (RU),
Taipova Venera Asgatovna (RU)
(24) Effective date for property rights: 03.09.2007
(45) Date of publication: 20.10.2008 Bull. 29
(73) Proprietor(s):
Otkrytoe aktsionernoe obshchestvo "Tatneft'"
im. V.D. Shashina (RU)
C 1
2 3 3 6 4 1 3
R U
between injection and recovery zones. Each
injector and producer is provided with downhole
pressure gauges and downhole pressure is measured
at least once per day in all wells and reservoir
pressure near wells is calculated. Shutdown of
injection and recovery and/or change of well
operation parameters are used to maintain the
optimal reservoir pressure in terms of maximum
oil recovery factor. At that well workover and
activities
are
scheduled
simultaneously
to
maintain reservoir pressure of the development
area regardless of pressure changes during workover.
EFFECT: improved oil recovery factor.
1 ex
Страница: 2
EN
C 1
(57) Abstract:
FIELD: oil and gas production industry.
SUBSTANCE: invention is related to oil
industry and can be applied in development of oil
pool. Process of oil pool development includes
identification
of
reservoir
properties
of
pay
bed, identification of dependence of injection
bottomhole pressure and reservoir pressure from
reservoir properties, Identification of intervals
of optimal injection pressures and reservoir
pressures,
injection
of
working
fluid
via
injectors and fluid recovery via producers at
filtration regimes that correspond optimal values
of injection pressure and reservoir pressure
2 3 3 6 4 1 3
(54) METHOD OF OIL POOL DEVELOPMENT
R U
Mail address:
423450, Respublika Tatarstan, g. Al'met'evsk,
ul. Lenina, 35, NGDU "Al'met'evneft'", Nach.
tekh. otd.
RU 2 336 413 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Изобретение относитс к нефт ной промышленности и может найти применение при
разработке нефт ной залежи.
Известен способ разработки нефт ной залежи, согласно которому определ ют
проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, в зкости агента вытеснени и
вытесн емой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснени ,
рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей,
агента вытеснени жидкости, стро т пол начальной нефтенасыщенности, проницаемости
и мощностей каждого пропластка с последующим контролем фильтрационных потоков,
формирующихс при разработке нефт ных месторождений со слоисто-неоднородными
пластами, и рекомендуют проведение определенных геолого-технических меропри тий.
Дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснени и вытесн емой жидкости и
пористую среду на сжимаемость. Дополнительно собирают промыслово-технологическую
информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и
забойного давлений на скважинах. С учетом всей собранной информации осуществл ют
математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью
совпадени расчетных и фактических технологических показателей и на основе
математического моделировани на определенные даты стро т пол среднепластового
давлени . По построенным пол м вы вл ют застойные зоны, зоны повышенного и
пониженного пластового давлени . Провод т регулирование объемов закачки и отборов
жидкости. Дополнительно выдел ют группы скважин, дл которых отсутствует информаци о замерах пластового давлени на определенную дату, и восстанавливают эту
информацию на основе математического моделировани (Патент РФ №2166619, кл. Е21В
43/16, опубл. 2001.05.10).
Известный способ не позвол ет оперативно измен ть услови разработки и достигать
высокой нефтеотдачи залежи.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности вл етс способ разработки
многопластовой нефт ной залежи, включающий раздельную закачку вытесн ющего агента
через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие
скважины. Перед эксплуатацией определ ют фильтрационно-емкостные характеристики
каждого пласта в отдельности. Затем стро т графические зависимости от их величины
забойного давлени нагнетани и пластового давлени . По полученным зависимост м
определ ют интервалы оптимальных давлений нагнетани и пластовых давлений дл каждого из пластов. При эксплуатации производ т раздельную закачку и совместный отбор
продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значени м давлени нагнетани и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позвол ет
сократить эксплуатационные затраты за счет снижени непроизводительной закачки из-за
предотвращени прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить
текущие отборы за счет повышени дебитов скважин, повысить коэффициент
нефтеизвлечени (Патент РФ №2072031, кл. Е21В 43/20, опубл. 1997.01.20 - прототип).
Недостатком известного способа вл етс трудна осуществимость оптимальных
забойных и пластовых давлений, а следовательно и недостаточно высока нефтеотдача
залежи.
В предложенном изобретении решаетс задача повышени нефтеотдачи залежи.
Задача решаетс тем, что в способе разработки нефт ной залежи, включающем
определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта,
установление зависимости величины забойного давлени нагнетани и пластового
давлени от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов
оптимальных давлений нагнетани и пластовых давлений, закачку рабочего агента через
нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах
фильтрации, соответствующих оптимальным значени м давлени нагнетани и пластовых
давлений между зонами закачки и отбора, согласно изобретению, каждую нагнетательную и
добывающую скважину снабжают датчиками забойного давлени , не реже одного раза в
сутки замер ют забойные давлени во всех скважинах и вычисл ют пластовое давление
Страница: 3
DE
RU 2 336 413 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин
поддерживают в пласте оптимальное с точки зрени максимальной нефтеотдачи пластовое
давление, при этом планируют остановки скважин дл ремонта и одновременно провод т
меропри ти по поддержанию пластового давление на участке разработки вне зависимости
от его изменени в процессе ремонта скважины.
Сущность изобретени Процесс выработки нефт ных месторождений контролируетс , в основном, по
производительности скважины, значению текущей обводненности, пластовому давлению и
забойному давлению. Все контролируемые параметры нос т дискретный характер. Причем
все эти значени получаютс с различной периодичностью: производительность - 1 раз в
сутки, обводненность - 1 раз в 10 дней, пластовое давление - 1 раз в 4 мес ца,
забойное давление - 1 раз в 3 мес ца. По этой причине оперативный контроль и
управление процессом разработки производитс по производительности добывающих и
нагнетательных скважин. Режимы работы задаютс по значени м производительности
добывающих и нагнетательных скважин, исход из решени задач материального баланса
отборов и закачки - т.е. «режим заданных дебитов». Недостатком такого способа
вл етс то, что между очередными замерами пластового и забойного давлений
происход т длительные периоды времени (3 и более мес цев), когда изменени этих
показателей не вы вл ютс . Вследствие этого не происходит корректировок режимов
работы скважин и, следовательно, добываетс меньше нефти.
Предлагаетс разрабатывать участки залежей и месторождени в целом в «режиме
заданных давлений».
При непрерывном (ежедневном) контроле показаний забойных давлений на
нагнетательных и добывающих скважинах по вл етс возможность оперативно
оптимизировать и регулировать работу дл решени задачи увеличени добычи нефти и
разработки залежи с наибольшей нефтеотдачей. Задача решаетс следующим образом.
При разработке нефт ной залежи провод т определение фильтрационно-емкостных
характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного
давлени нагнетани и пластового давлени от фильтрационно-емкостных характеристик,
определение интервалов оптимальных давлений нагнетани и пластовых давлений,
закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через
добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным
значени м давлени нагнетани и пластовых давлений между зонами закачки и отбора.
Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного
давлени , не реже одного раза в сутки замер ют забойные давлени во всех скважинах и
вычисл ют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и отбора и/или
изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрени максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин
дл ремонта и одновременно провод т меропри ти по поддержанию пластового давление
на участке разработки вне зависимости от его изменени в процессе ремонта скважины.
Меропри ти , в основном, свод тс к интенсификации закачки рабочего агента через
прочие нагнетательные скважины при ремонте одной нагнетательной скважины или при
увеличении отборов через добывающие скважины, к ограничению закачки рабочего агента
через нагнетательные скважины при остановке одной или нескольких добывающих
скважин.
В предлагаемом способе объемы закачки и объемы отборов в каждой скважине
подбираютс индивидуально дл обеспечени оптимальных значений пластовых и
забойных давлений с точки зрени достижени максимальных значений добычи нефти и
коэффициента нефтеизвлечени , а дл регулировани отборов и обеспечени заданных
забойных давлений в добывающих скважинах используютс контроллеры,
обеспечивающие регулирование отборов по скважинам за счет циклических запусков
глубинных насосов в интервалах заданных забойных давлений. Независимо от
коэффициента подачи насоса и притока из пласта обеспечиваетс посто нное забойное
Страница: 4
RU 2 336 413 C1
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
давление. Контроль забойных давлений (а при площадном использовании контроллеров,
т.е. во всех окружающих скважинах - и пластовых давлений) происходит непрерывно.
Вы вление отклонений от оптимальных значений происходит в режиме реального времени,
что позвол ет их оперативно вы вл ть. Использование указанных контроллеров на
добывающих скважинах позвол ет автоматически регулировать отборы жидкости в случае
изменени коэффициента подачи насоса или притока из пласта, тем самым обеспечивать
максимальный отбор нефти при заданных забойных давлени х. В случае существенных
изменений отборов в добывающих скважинах от установившихс оптимальных режимов
принимаютс оперативные меры по регулированию закачки в нагнетательных скважинах,
не довод до изменени пластовых давлений.
Пример конкретного выполнени Разрабатывают нефт ную залежь со следующими характеристиками: пористость 18,4%, средн проницаемость - 0,12 мкм 2, нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютна отметка водонефт ного контакта - 1485 м, средн нефтенасыщенна толщина - 4 м,
начальное пластовое давление - 16 МПа, пластова температура - 31°С, параметры
пластовой нефти: плотность - 865 кг/м 3, в зкость - 16 мПа?с, давление насыщени - 8 МПа,
газосодержание - 47,5 м 3/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор
нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 7 нагнетательных
скважин.
Провод т определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта,
установление зависимости величины забойного давлени нагнетани и пластового
давлени от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов
оптимальных давлений нагнетани и пластовых давлений, закачку рабочего агента через
нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах
фильтрации, соответствующих оптимальным значени м давлени нагнетани и пластовых
давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую
скважину снабжают датчиками забойного давлени . Не реже одного раза в сутки замер ют
забойные давлени во всех скважинах и вычисл ют пластовое давлени вблизи скважин.
Остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в
пласте оптимальное с точки зрени максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При
этом планируют остановки скважин дл ремонта и одновременно провод т меропри ти по
поддержанию пластового давлени на участке разработки вне зависимости от его
изменени в процессе ремонта скважины.
В результате нефтеотдача залежи увеличилась по сравнению с прототипом на 3%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.
Формула изобретени Способ разработки нефт ной залежи, включающий определение фильтрационноемкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины
забойного давлени нагнетани и пластового давлени от фильтрационно-емкостных
характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетани и пластовых
давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции
через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным
значени м давлени нагнетани и пластовых давлений между зонами закачки и отбора,
отличающийс тем, что каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают
датчиками забойного давлени , не реже одного раза в сутки замер ют забойные давлени во всех скважинах и вычисл ют пластовое давление вблизи скважин, остановкой закачки и
отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с
точки зрени максимальной нефтеотдачи пластовое давление, при этом планируют
остановки скважин дл ремонта и одновременно провод т меропри ти по поддержанию
пластового давлени на участке разработки вне зависимости от его изменени в процессе
ремонта скважины.
Страница: 5
CL
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
75 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа