RU2342520C2 - Способ разработки залежей углеводородов (варианты) - Google Patents
Способ разработки залежей углеводородов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2342520C2 RU2342520C2 RU2007105125/03A RU2007105125A RU2342520C2 RU 2342520 C2 RU2342520 C2 RU 2342520C2 RU 2007105125/03 A RU2007105125/03 A RU 2007105125/03A RU 2007105125 A RU2007105125 A RU 2007105125A RU 2342520 C2 RU2342520 C2 RU 2342520C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- pseudo
- well
- casing
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000003380 propellant Substances 0.000 claims 3
- 239000011555 saturated liquid Substances 0.000 claims 3
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 abstract description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011027 product recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и может быть использовано на любой стадии добычи углеводородов как при непрерывной добыче продукции, так и при циклической. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности регулирования разработки и предотвращения расформирования залежей нефти, образования застойных зон нефти, а также повышения эффективности добычи газа из нефтегазовых залежей. Сущность изобретения: по способу разработку осуществляют с помощью добывающей скважины, имеющей в продуктивном пласте - коллекторе горизонтальный ствол, до конца которого вводят и цементируют снаружи обсадную колонну, которую перфорируют в зоне горизонтального ствола. Согласно изобретению скважину в продуктивном пласте - коллекторе используют с горизонтальным, или псевдогоризонтальным стволом, или с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол. Внутрь перфорированной обсадной колонны от устья до забоя, не касаясь цементной пробки на конце обсадной колонны, вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке концевого участка для выравнивания депрессии в продуктивном пласте вдоль ствола скважины. Предусмотрены дополнительные два варианта разработки с особенностями обустройства добывающей скважины. 3 н. и 6 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и может быть использовано на любой стадии добычи углеводородов как при непрерывной добыче продукции, так и при циклической.
Прототип-способ разработки залежей углеводородов с помощью добывающей скважины с горизонтальным стволом (ГС) в продуктивном пласте - коллекторе известен более 50 лет и в целом является более эффективным способом [1], чем разработка залежей углеводородов добывающей скважиной с вертикальным стволом (ВС) в коллекторе. Это обусловлено, в основном, большей длиной и, соответственно, большей площадью вскрытого коллектора, непосредственно подверженного депрессии, чем площадь перфорированной скважины с вертикальным стволом, что и увеличивает приток продукции в скважины с горизонтальным стволом.
За всю историю использования таких скважин обустройство горизонтальных стволов скважин не изменилось, и, соответственно, способ разработки залежей с использованием скважин с горизонтальным стволом фактически имеет постоянные недостатки. Эти недостатки видны из исследований, результаты которых изложены в работе [2]. В этих исследованиях сравниваются дебиты 68 добывающих скважин с горизонтальным стволом в коллекторе, эксплуатировавшихся с января 1993 года по март 1994 года, с дебитами близко расположенных добывающих скважин с вертикальным стволом в коллекторе. Это сопоставление показало, что дебиты нефти 57 скважин с горизонтальным стволом больше дебитов вертикальных скважин в 1,1÷16,3 раза, а на 11 скважинах с горизонтальным стволом дебиты нефти оказались меньше дебитов скважин с вертикальным стволом. То есть очевидно как огромное преимущество по дебиту у большей части скважин с горизонтальным стволом, так и широкий диапазон разброса этого преимущества, и наблюдается значительная статистическая вероятность получения даже худшего результата, чем у скважин с вертикальным стволом в коллекторе. Эти результаты свидетельствуют о фактической неуправляемости добычи продукции скважинами с горизонтальным стволом, что, в основном, неминуемо следует из их недостаточного конструктивного обустройства.
Основные недостатки способа со скважиной с горизонтальным стволом происходят из-за того, что обсадная колонна добывающей скважины с горизонтальным стволом доводится только до начала горизонтального ствола, а сам горизонтальный ствол является открытым каналом в коллекторе, без обсадной колонны. Депрессия, создаваемая через торец обсадной колонны в таком открытом канале, выполненном в пористой породе коллектора, всегда будет очень быстро падать от начала горизонтального ствола скважины (со стороны торца обсадной колонны) вдоль горизонтального ствола к его концу. Причем настолько быстро, что может оказаться равной нулю еще далеко до конца горизонтального ствола. И это естественно для пористого коллектора, так как, вызывая приток продукции, депрессия расходуется и расходуется в большей мере там, где ее величина больше, то есть у торца обсадной колонны. И чем выше проницаемость коллектора, тем резче идет снижение депрессии вдоль горизонтального ствола скважины, то есть производительность открытого горизонтального ствола скважины априори не может быть равномерной вдоль его длины.
Кроме того, эта неравномерность усиливается анизотропией проницаемости коллектора по любому направлению, а также наличием трещин различных размеров и направлений в коллекторах. При интенсивной работе нагнетательных скважин, закачивающих в коллектор вытесняющую нефть жидкость, даже в отсутствии трещин со временем (а процесс добычи длится десятки лет) в сторону нижнего конца обсадной колонны добывающей скважины с горизонтальным стволом образуются обширные промоины в коллекторе, происходит прорыв к нему нагнетаемой жидкости.
Более того, вследствие наибольшего значения градиента депрессии в коллекторе рядом с торцом обсадной колонны добывающей скважены с открытым горизонтальным стволом быстрее развивается как неравномерный вдоль этого ствола процесс гребнеобразования подошвенной воды, так и процесс воронкообразования газа газовой шапки, что в случае прорыва любого из них в добывающую скважину уменьшает депрессию, что еще больше увеличивает разброс показателей дебита таких скважин. Можно заметить также, что открытый канал горизонтального ствола в коллекторе является как бы инструментом, объединяющим его наиболее проницаемые участки и трещины, то есть не только не препятствует их негативному влиянию, но объединяет и усиливает их негативное влияние, создает неравномерность извлечения продукции из коллектора и способствует образованию застойных зон.
Аналогичные недостатки свойственны применению и нагнетательной скважины с открытым горизонтальным стволом в коллекторе, а также скважинам обоих назначений с открытым псевдогоризонтальным стволом (ПГС) в коллекторе, рекомендуемыми в работе [3], у которых обсадная колонна в скважине тоже доводится лишь до начала псевдогоризонтального ствола в коллекторе.
Технической задачей изобретения является повышение экономической эффективности, повышение стабильности и обеспечение управляемости способа разработки залежей нефти с помощью добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным и/или псевдогоризонтальным стволом в коллекторах, предотвращение расформирования залежей нефти и предотвращение образования застойных зон нефти, а также повышение эффективности добычи газа скважинами из нефтегазовых залежей.
Поставленная цель достигается совокупностью улучшения нескольких сторон процесса добычи продукции известным способом: изменением обустройства скважин с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, а также режимами и тактикой их эксплуатации.
Во-первых, в открытый горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины вводят обсадную колонну. Это действие выполняют или сразу при обустройстве пробуренной скважины во время спуска обсадной колонны, причем диаметр обсадной колонны в этом случае сохраняют от устья до конца забоя скважины, или в случае, когда скважина с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом уже оборудована зацементированной обсадной колонной до начала горизонтального или псевдогоризонтального ствола, тогда через объем имеющейся обсадной колонны пропускают другую обсадную колонну с меньшим диаметром и располагают ее от устья скважины до конца забоя.
Наконец, в случае, когда переходят от эксплуатации залежи с уже обустроенными скважинами с вертикальным стволом к эксплуатации скважинами с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, например, при доразработке залежи или в любой момент разработки, производят забурку выше коллектора установленной обсадной колонны скважины с вертикальным стволом, а затем из нее бурят новое направление скважины и создают в коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины, после чего от устья скважины через верхнюю часть пробуренной обсадной колонны вводят до конца забоя в горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины обсадную колонну меньшего диаметра, чем разбуренная, а нижнюю часть ВС цементируют.
Последующее обустройство введенной обсадной колонны в горизонтальном или псевдогоризонтальном стволе скважины выполняют идентично для всех трех рассмотренных случаев. Введенную в горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол скважины обсадную колонну снаружи цементируют, в сужающемся патрубке на конце этой колонны, способствовавшем облегчению проводки этой колонны по горизонтальному или псевдогоризонтальному стволу скважины, создают цементную пробку, а затем равномерно перфорируют эту обсадную колонну в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины. С помощью цементирования и рассредоточенной равномерной перфорации обсадной колонны создают более равномерное распределение депрессии вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола добывающей скважины, чем в горизонтальном или псевдогоризонтальном стволе скважины, но без обсадной колонны в ней, и, следовательно, более равномерно извлекают продукцию из разрабатываемого участка залежи углеводородов, предотвращают локальный, массированный прорыв жидкости в каком-либо месте в скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом даже при наличии суперколлектора или трещин.
Аналогично, цементированием и рассредоточенной равномерной перфорацией обсадной колонны в нагнетательной скважине более равномерно распределяют репрессию на коллектор вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола этой скважины и, следовательно, равномернее нагнетают в коллектор термохимически подготовленный, насыщенный газом вытеснитель (например, воду) в объем разрабатываемого участка залежи, чем предотвращают образование мощных локальных потоков вытеснителя и, следовательно, предотвращают образование застойных зон в коллекторе в стороне от этих потоков.
К тому же, негативное влияние трещин в коллекторе на извлечение продукции и ее обводненность уменьшают таким образом оснащенных горизонтальных или псевдогоризонтальных стволов нагнетательных и добывающих скважин параллельным расположением между собой, но поперек преимущественного направления этих трещин. При этом объем жидкого вытеснителя закачивают в объеме, равном объему извлекаемой жидкости из пласта, при объемной скорости нагнетания вытеснителя, не приводящей к гидроразрыву пласта. Все эти мероприятия предотвращают расформирование залежей нефти и образование застойных зон с нефтью в залежах.
Итак, с помощью цементирования и равномерного перфорирования обсадных колонн в горизонтальных или псевдогоризонтальных стволах добывающих и нагнетательных скважинах, а также с помощью депрессии и репрессии ведут двойное управление разработкой залежей: как со стороны добывающей, так и со стороны нагнетательной скважины. Более того, еще большую равномерность поступления продукции в скважину вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола обеспечивают дополнительно тем, что создают ее отток внутри обсадной колонны с противоположных сторон ее перфорированной части. Для этого внутрь обсадной колонны от устья скважины до конца колонны в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины, не касаясь цементной пробки, вводят трубу с конусообразной заглушкой на ее конце и отверстиями на стенке концевого участка этой трубы перед заглушкой. Отбор поступившей через перфорацию в обсадную колонну продукции производят как через эти отверстия в трубе, так и через зазор между этой трубой и обсадной колонной перед участком с перфорацией, то есть поддерживают депрессию с противоположных сторон участка с перфорацией.
Соответствующим образом, с помощью такой же введенной трубы в обсадную колонну в нагнетательной скважине поддерживают и репрессию на коллектор с двух сторон участка перфорации обсадной колонны в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола, чем дополнительно обеспечивают равномерность нагнетания вытесняющей жидкости вдоль горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины. Для повышения или поддержания температуры закачиваемого в коллектор вытеснителя выше пластовой температуры, а также повышения температуры добываемой продукции выше пластовой, внутрь трубы от устья скважины до отверстий в трубе вводят нагреватель, тем самым повышают пластовую энергию и предупреждают увеличение вязкости нефти в коллекторе, а также образование частиц гидратов, выделение парафина и их оседание как в порах коллектора, так и на стенке обсадной колонны и всех деталей в ней в добывающей скважине, поддерживают или создают газлифтный режим в ней.
Равномерным нагнетанием термохимически подготовленного вытеснителя и равномерным отбором продукции из коллектора с помощью скважин с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, обустроенных обсадными колоннами, которые оснащают дополнительной трубой и нагревателем в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола скважины, создают условия для увеличения дебита и коэффициента извлечения нефти (КИН) из коллектора, поскольку эта равномерность увеличивает как коэффициент охвата (Кохв) вытеснением продукции из объема коллектора (на макроуровне), предотвращая образование застойных зон, так и увеличивает в связи с этим и коэффициент вытеснения (Кв) нефти из пор коллектора, обработанных термохимически подготовленным вытеснителем (на микроуровне), а произведение этих коэффициентов, согласно формуле академика А.П.Крылова [3], равно КИН:
КИН=Кохв·Кв,
следовательно, предложенный способ разработки залежей углеводородов увеличивает КИН из продуктивного пласта при любых энергетических режимах разработки залежи как при непрерывной добыче продукции, так и при циклической.
Для раздельного, усиленного извлечения газа с конденсатом от нефти применяют добывающие и нагнетательные скважины, оборудованные секционной колонной, введенной от устья скважины до конца забоя, выполненном в виде псевдогоризонтального ствола в газовой зоне коллектора, переходящего в горизонтальный ствол в нефтяной зоне коллектора. Секцией в псевдогоризонтальном стволе добывают газ с конденсатом, а секцией в горизонтальном стволе добывают нефть, а также, соответственно, раздельно в разные зоны в коллекторе нагнетательными скважинами закачивают газ и насыщенный газом, термохимически подготовленный вытеснитель (например, воду).
Обустройство секционных добывающих и нагнетательных обсадных колонн от рассмотренных несекционных отличается тем, что в зоне псевдогоризонтального ствола скважины между трубой, введенной до конца забоя и обсадной колонной располагают еще укороченную трубу, между которой и обсадной колонной устанавливают пакер в псевдогоризонтальном стволе, чем и разделяют обсадную колонну на две секции.
Таким образом, в заявленном способе разработки залежей углеводородов решение поставленной технической задачи осуществляют эффективным двойным управлением добычей продукции: как добывающей, так и нагнетательной скважиной. При этом в строящуюся скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом или уже построенную, но с обсадной колонной, установленной только до начала горизонтального или псевдогоризонтального ствола, или в скважину с вертикальным стволом в коллекторе, которую переделывают в скважину с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом, будь то добывающая или нагнетательная скважина, от устья вводят обсадную колонну на всю длину скважины.
Обустройство секционной обсадной колонны в зоне псевдогоризонтального и горизонтального ствола показано на чертеже: на конце этой колонны 1 устанавливают сужающийся патрубок 2, всю обсадную колонну цементируют снаружи и создают цементную пробку 3 в сужающемся патрубке, равномерно перфорируют обсадную колонну в зоне горизонтального ствола, расположенного в нефтяной зоне залежи и части псевдогоризонтального ствола, расположенного в газовой зоне залежи, а внутрь обсадной колонны от устья скважины до цементной пробки, не касаясь ее, вводят трубу 4 с конусообразной заглушкой 5 и отверстиями 6 перед ней в стенке этой трубы, а между другой, укороченной трубой 7 и обсадной колонной размещен пакер 8. Создают депрессию в добывающей скважине и, соответственно, репрессию в нагнетательной скважине с двух сторон перфорированного участка обсадной колонны в зоне горизонтального ствола скважины и со стороны устья - в зоне псевдогоризонтального ствола скважины; внутрь меньшей по диаметру трубы от устья скважины до отверстий в трубе вводят нагреватель 9; трубы 4 и 7 в обсадной колонне крепят гидравлическими якорями 10, а соосность между обсадной колонной и трубами в зоне горизонтального и псевдогоризонтального ствола поддерживают с помощью опорных колец 11 с конусообразными отверстиями для прохода труб и отверстиями для прохода жидкостей. Числом и размером отверстий перфорации колонны, а также создаваемой равномерной депрессией в добывающей скважине и равномерной репрессией в нагнетательной скважине ведут двойное регулирование добычей продукции с нефтью, а расположением горизонтальных и/или псевдогоризонтальных стволов добывающих скважин параллельно соответствующим стволам нагнетательных скважин, но поперек преимущественного направления трещин в коллекторе обеспечивают надежность и стабильность реализации преимуществ этого двойного регулирования, что создает условия для увеличения КИН и для уменьшения количества скважин на разрабатываемой залежи углеводородов.
Источники информации
1. Григорян A.M.: Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М.: Недра, 1969, - 190 с.
2. Голов Л.В., Волков С.Н.: Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России. || Нефт. хоз., №7, 1995, с.23-26.
3. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Батанова М.Н., Спиридонов А.В.: Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. - М.: РАН ИПНГ, 2004. с.346-355, с.35.
Claims (9)
1. Способ разработки залежей углеводородов с помощью добывающей скважины, имеющей в продуктивном пласте-коллекторе горизонтальный ствол, до конца которого вводят и цементируют снаружи обсадную колонну, которую перфорируют в зоне горизонтального ствола, отличающийся тем, что скважину в продуктивном пласте-коллекторе используют с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом или с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, внутрь перфорированной обсадной колонны от устья до забоя, не касаясь цементной пробки на конце обсадной колонны, вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке концевого участка для выравнивания депрессии в продуктивном пласте вдоль ствола скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным, или псевдогоризонтальным, или псевдогоризонтальным, переходящим в горизонтальный стволом, который оборудуют обсадной колонной до конца скважины и оснащают аналогично обсадной колонне добывающей скважины и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объеме, равном объему извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объемной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта.
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, оснащают секционными обсадными колоннами до забоя, псевдогоризонтальную часть добывающей скважины располагают в газовой зоне, а ее горизонтальную часть - в нефтяной зоне и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, при этом в нагнетательную скважину раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
4. Способ разработки залежей углеводородов с помощью добывающей скважины, имеющей в продуктивном пласте-коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол, до начала которого вводят и цементируют снаружи обсадную колонну, через которую вводят обсадную колонну меньшего диаметра до конца горизонтального или псевдогоризонтального ствола, цементируют ее снаружи и перфорируют по длине в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола, отличающийся тем, что скважина в продуктивном пласте-коллекторе используют с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом или с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, обсадную колонну меньшего диаметра вводят в обсадную колонну от устья скважины, а внутрь обсадной колонны меньшего диаметра от устья до забоя, не касаясь цементной пробки на конце обсадной колонны, вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке концевого участка для выравнивания депрессии в продуктивном пласте вдоль ствола скважины.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным, или псевдогоризонтальным, или псевдогоризонтальным, переходящим в горизонтальный стволом, который оборудуют обсадной колонной до конца скважины и оснащают аналогично обсадной колонне добывающей скважины и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объеме, равном объему извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объемной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта.
6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, оснащают секционными обсадными колоннами до забоя, псевдогоризонтальную часть добывающей скважины располагают в газовой зоне, а ее горизонтальную часть - в нефтяной зоне и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, при этом в нагнетательную скважину раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
7. Способ разработки залежей углеводородов с помощью добывающей скважины, имеющей в продуктивном пласте-коллекторе вертикальный ствол, в который вводят и цементируют снаружи обсадную колонну, а выше коллектора через стенку обсадной колонны бурят новое направление скважины и создают в коллекторе горизонтальный или псевдогоризонтальный ствол, до конца которого вводят обсадную колонну меньшего диаметра, которую перфорируют в зоне горизонтального или псевдогоризонтального ствола, отличающийся тем, что скважину в продуктивном пласте-коллекторе используют с горизонтальным или псевдогоризонтальным стволом или с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, а внутрь обсадной колонны меньшего диаметра от устья до забоя, не касаясь цементной пробки на конце обсадной колонны, вводят трубу с заглушкой на конце и отверстиями на стенке концевого участка для выравнивания депрессии в продуктивном пласте вдоль ствола скважины.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что нагнетательную скважину для закачки энергонесущего вытеснителя создают с горизонтальным, или псевдогоризонтальным, или псевдогоризонтальным, переходящим в горизонтальный стволом, который оборудуют обсадной колонной до конца скважины и оснащают аналогично обсадной колонне добывающей скважины, и закачивают термохимически подготовленный, насыщенный газом жидкий вытеснитель в объеме, равном объему извлекаемой жидкости из коллектора добывающей скважиной, и с объемной скоростью, не приводящей к гидроразрыву продуктивного пласта.
9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что добывающую и нагнетательную скважины с псевдогоризонтальным стволом, переходящим в горизонтальный ствол, оснащают секционными обсадными колоннами до забоя, псевдогоризонтальную часть добывающей скважины располагают в газовой зоне, а ее горизонтальную часть - в нефтяной зоне и раздельно добывают газ с конденсатом от нефти, при этом в нагнетательную скважину раздельно закачивают нагретый газ и насыщенный газом термохимически подготовленный жидкий вытеснитель.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105125/03A RU2342520C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) |
| PCT/RU2007/000607 WO2008100176A1 (fr) | 2007-02-12 | 2007-11-06 | Procédé de développement de gisements d'hydrocarbures (et variantes) |
| EA200800379A EA012022B1 (ru) | 2007-02-12 | 2008-02-05 | Способ разработки залежей углеводородов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105125/03A RU2342520C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007105125A RU2007105125A (ru) | 2008-09-10 |
| RU2342520C2 true RU2342520C2 (ru) | 2008-12-27 |
Family
ID=39690316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007105125/03A RU2342520C2 (ru) | 2007-02-12 | 2007-02-12 | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA012022B1 (ru) |
| RU (1) | RU2342520C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008100176A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738145C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2008362928B2 (en) | 2008-10-15 | 2014-12-11 | Tctm Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
| CN105986797B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 水平井的分段压裂方法 |
| WO2017037746A2 (en) * | 2015-09-02 | 2017-03-09 | Indian Institute Of Technology Madras | The method of implementation of versa fracking of oil and gas wells |
| CN106368647A (zh) * | 2016-09-27 | 2017-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定水平井调剖剂用量的方法 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4445574A (en) * | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| RU2286445C1 (ru) * | 2006-01-19 | 2006-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
-
2007
- 2007-02-12 RU RU2007105125/03A patent/RU2342520C2/ru active
- 2007-11-06 WO PCT/RU2007/000607 patent/WO2008100176A1/ru active Application Filing
-
2008
- 2008-02-05 EA EA200800379A patent/EA012022B1/ru unknown
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ГРИГОРЯН А.М., Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами, Москва, Недра, 1969, с.28, 34, 153-157. * |
| ЛОГВИНЕНКО С.В., Цементирование нефтяных и газовых скважин, Москва, Недра, 1986, с.35-37. КАЛИНИН А.Г. и др., Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник, Москва, Недра, 1997, с.486-489, 456-458, 520-530, 547-549. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738145C1 (ru) * | 2020-04-22 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200800379A3 (ru) | 2008-10-30 |
| EA200800379A2 (ru) | 2008-08-29 |
| RU2007105125A (ru) | 2008-09-10 |
| WO2008100176A1 (fr) | 2008-08-21 |
| EA012022B1 (ru) | 2009-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210277757A1 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6095244A (en) | Methods of stimulating and producing multiple stratified reservoirs | |
| CN110344799B (zh) | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 | |
| RU2305762C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти или битума | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2342522C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей углеводородов скважинами с горизонтальным стволом | |
| RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
| RU2555713C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2550635C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| RU2743478C1 (ru) | Способ добычи трудноизвлекаемого туронского газа | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| NO309585B1 (no) | Fremgangsmåte for bedring av effektiviteten ved opprensking av horisontale borehull | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| RU2301882C1 (ru) | Циклический способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2319831C1 (ru) | Способ добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов | |
| CN114198077A (zh) | 一种水平井分段压裂提高远井裂缝复杂性的方法及其应用 | |
| RU2506418C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в поздней стадии разработки | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2657052C1 (ru) | Способ испытания и освоения флюидонасыщенного пласта-коллектора трещинного типа (варианты) | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2738145C1 (ru) | Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |