Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ БУРОВЫХ СКВАЖИН
СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ БУРОВЫХ СКВАЖИН

СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ БУРОВЫХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: для добычи жидких и газообразных текучих сред из буровых скважин. Сущность изобретения: газ и воду закачивают через нагнетательные скважины в продуктивный пласт с созданием отдельных газонасыщенных и водонасыщенных зон и фронта вытеснения углеводородов. Извлечение углеводородов производят из добывающих скважин. Для управления фронтом вытеснения углеводородов в процессе закачки газа и воды возможна периодическая закачка газа в водонасыщенные зоны. При закачке газа и воды производится генерация упругих волн в продуктивном пласте. 13 з. п. ф-лы, 8 ил. 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2047746
Класс(ы) патента: E21B43/16
Номер заявки: 5003604/03
Дата подачи заявки: 04.10.1992
Дата публикации: 10.11.1995
Заявитель(и): Вафин А.Ф.; Вахитов Г.Г.; Ганиев Р.Ф.; Калашников Г.А.; Костров С.А.; Фаткуллин А.А.
Автор(ы): Вафин А.Ф.; Вахитов Г.Г.; Ганиев Р.Ф.; Калашников Г.А.; Костров С.А.; Фаткуллин А.А.
Патентообладатель(и): Научно-производственная фирма "Волнотех"
Описание изобретения: Изобретение относится к добыче жидких и газообразных текучих сред, а более конкретно касается способов для добычи углеводородов из буровых скважин.
Известны два подхода к разработке месторождений углеводородов.
Первый подход, характерный для США, Франции, Англии и некоторых других зарубежных стран, заключается в разбуривании месторождения по определенной сетке скважин и эксплуатации его в начальный период на естественном режиме. Затем как вторичный метод воздействия на пласт применяется закачка газа, а в последующем как третичный метод закачка воды. До начала заводнения извлекается до 20-30% углеводородов от начальных извлекаемых запасов. Преимуществом такого подхода является уменьшение объемов попутно добываемой воды. Однако в этом случае интенсивность отбора от извлекаемых запасов невелика всего 2-3% в год.
Второй подход, характерный для СНГ, заключается в осуществлении заводнения месторождения с самого начала его разработки, что позволяет интенсифицировать отборы углеводородов до 10% в год от извлекаемых запасов.
Для интенсификации разработки месторождений и увеличения объемов добычи углеводородов особенно в начальный период применение таких жестких систем заводнения оправдано. В то же время основным недостатком такого подхода являются ранние прорывы воды в добывающие скважины, что влечет за собой быстрое обводнение продукции и отборы больших объемов воды в процессе разработки месторождений, что в итоге увеличивает сроки доразработки.
Таким образом, перед нефтегазодобывающей промышленностью встает вопрос создания таких способов и систем для разработки месторождений углеводородов, которые позволили бы сохранить интенсивность существующих систем, однако позволили бы избежать быстрого обводнения месторождений и добычи больших объемов воды. Объемы воды, добываемой вместе с углеводородами, часто превышают в 2-3 и более раз объемы добываемых углеводородов. Одновременно встает вопрос об утилизации попутной воды. Поскольку не вся вода закачивается обратно в пласт, а сливается в поверхностные резервуары, то встает вопрос о решении глобальной экологической проблемы.
Известен способ добычи нефти, включающий нагнетание в пласт газа и воды, который позволяет повысить эффективность вытеснения нефти водой по площади и по вертикали пласта и уменьшить остаточную нефтенасыщенность в пласте после заводнения в присутствии газовой фазы по сравнению с заводнением в отсутствии свободного газа,особенно в гидрофильных породах [1] Однако для известного способа характерно сохранение высокой общей водонасыщенности пласта, возможные ранние прорывы воды в добывающие скважины.
Известен метод добычи нефти путем чередующегося нагнетания в пласт газа и газоводяной смеси, включающий закачку в зону извлечения прежде всего газа в объеме 2-20% порового объема углеводородов для создания в ней свободной газовой фазы. Вслед за газом производится совместная и одновременная закачка в пласт газа и воды в количестве приблизительно равном объему закаченного до этого газа. Соотношение газа и воды в потоке варьируется в пределах 25-75% Закачка смеси газ-вода обеспечивает равномерное продвижение фронта вытеснения и позволяет компенсировать влияние неоднородного строения продуктивного пласта [2] При реализации известного способа не осуществляется гибкое регулирование продвижения фронта вытеснения, а также возможны преждевременные прорывы воды и газа в добывающие скважины, безвозвратные потери закачиваемого в пласт газа из-за отсутствия отдельных газонасыщенных зон и возможности их последующей разработки.
Известен способ добычи нефти путем вытеснения ее газом в сочетании с сейсмическим возбуждением низкой амплитуды, включающий одновременно с нагнетанием в продуктивный пласт вытесняющего газа генерирование на поверхности Земли сейсмической энергии для возбуждения в пласте сейсмических колебаний с частотой 0,1-500 Гц и амплитудой не более 100 Ао. Сейсмические колебания способствуют движению потока газа через пласт к добывающей скважине [3] Однако известный способ требует высоких энергозатрат в связи с необходимостью генерирования сейсмической энергии на поверхности Земли и передачи ее в пласт через земную толщу, а также ранние прорывы газа из-за невозможности регулирования продвижения фронта вытеснения в продуктивном пласте. Сейсмические колебания в известном способе невозможно сконцентрировать на продуктивный пласт, причем возможно возбуждение прилегающих к продуктивному пласту водоносных пластов, приводящее к бесконтрольному продвижению и возможным прорывам пластовой воды в добывающие скважины. Кроме того, интенсивность возбуждаемых сейсмических колебаний при удалении от поверхности Земли значительно снижается вследствие их затухания и рассеивания.
Известен способ для добычи углеводородов из буровых скважин, заключающийся в том, что осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в продуктивный пласт и последующее извлечение углеводородов из добывающих скважин [4] При реализации известного способа невозможно управлять продвижением фронта вытеснения углеводородов водой в продуктивном пласте при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта.
В основу изобретения положена задача создания такого способа для добычи углеводородов из буровых скважин, который позволил бы управлять продвижением фронта вытеснения углеводородов вытесняющим агентом в продуктивном пласте при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта, что обеспечивает повышение коэффициента извлечения углеводородов из продуктивного пласта, ведет к снижению объема попутно добываемой воды при интенсификации темпов добычи углеводородов.
Поставленная задача решается тем, что в способе для добычи углеводородов из буровых скважин, заключающемся в том, что осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в продуктивный пласт и последующее извлечение углеводородов из добывающих скважин, закачку газа и воды осуществляют в отдельные зоны продуктивного пласта с одновременным генерированием в нем упругих волн с частотой в пределах от 0,1 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа, создают раздельные между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенные зоны с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов.
Предпочтительно производить периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны.
Поставленная задача решается тем, что в способе для добычи углеводородов из буровых скважин, заключающемся в том, что осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в продуктивный пласт и последующее извлечение углеводородов из добывающих скважин, согласно изобретению, закачку газа и воды осуществляют в отдельные зоны продуктивного пласта, создают раздельные между собой газо-, водо- и углеводородонасыщенные зоны с преимущественным содержанием соответственно газа, накапливаемого для последующего использования, воды и углеводородов, производят периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны.
Целесообразно при достижении содержания газа в водонасыщенных зонах в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах генерировать упругие волны с частотой в пределах от 0,1 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.
Возможно для создания газонасыщенных зон использовать попутный углеводородный газ.
Возможно также для создания газонасыщенных зон использовать неуглеводородный газ.
Возможно для создания водонасыщенных зон использовать воду с добавлением поверхностно-активных веществ.
Возможно для создания водонасыщенных зон использовать воду с добавлением полимеров.
Возможно для создания водонасыщенных зон использовать воду с добавлением растворов щелочей.
Изобретение позволяет повысить коэффициент извлечения углеводородов из продуктивного пласта, сократить сроки разработки месторождения углеводородов за счет интенсификации процесса добычи, уменьшить объем попутно добываемой воды на единицу объема добываемых углеводородов, тем самым повышая энергетическую эффективность процесса добычи углеводородов, утилизировать основной объем добываемого попутного углеводородного газа с самого начала разработки месторождения с последующим использованием углеводородного газа для закачки в водонасыщенные зоны, улучшить экологическую обстановку в районе месторождения.
На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательных и добывающих скважин для добычи углеводородов из продуктивного пласта, продольный разрез; на фиг. 2 схема расположения скважин для добычи углеводородов на площади месторождения, вид сверху; фиг. 3 схема расположения скважин для добычи углеводородов из пластовой сводовой залежи, продольный разрез; фиг. 4 схема расположения скважин для добычи углеводородов из залежи массивного типа, продольный разрез; фиг. 5 комплекс технологического оборудования для добычи углеводородов на участке горизонтального продуктивного пласта; фиг. 6 схема расположения генератора упругих волн в нагнетательной скважине; фиг. 7 генератор упругих волн для водонагнетательной скважины; фиг. 8 генератор упругих волн для газонагнетательной скважины.
Способ для добычи углеводородов из буровых скважин осуществляется следующим образом.
По результатам геофизических исследований месторождения углеводородов определяют строение залежи углеводородов, после чего осуществляют бурение добывающих 1 (фиг. 1) и нагнетательных для газа и воды скважин 2, 3 соответственно, сообщающих продуктивный пласт 4 с поверхностью 5 Земли. Закачку газа в нагнетательные скважины 2 и воды в нагнетательные скважины 3 осуществляют в продуктивном пласте 4 с созданием отдельных зон 6, 7 с преимущественным содержанием газа, накапливаемого для последующего использования и воды соответственно. Создание газонасыщенных зон 6 совместно с созданием водонасыщенных зон 7 позволяет уменьшить общую водонасыщенность пласта 4 при реализации процесса вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4. Между зонами 6 и 7 заключены углеводородонасыщенные зоны 8. Созданные газонасыщенные и водонасыщенные зоны 6, 7 создают фронты 9 вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4. Добычу пластовых углеводородов из зон 8 производят через добывающие скважины 1.
В зависимости от геологического строения и геометрических размеров залежей углеводородов добывающие 1 (фиг. 2) и нагнетательные скважины 2, 3 могут располагаться, например, рядами на площади месторождения. Созданные в результате закачки газа и воды в ряды скважин 2, 3 газонасыщенные 6 и водонасыщенные 7 зоны условно разделяют месторождение в горизонтальной плоскости, между которыми заключены углеводородонасыщенные зоны 8 с рядами добывающих скважин 1. При таком размещении рядов нагнетательных скважин 2, 3 часть рядов водонагнетательных скважин 3 замещается на ряды газонагнетательных скважин 2. В результате этого уменьшается общая водонасыщенность пласта 4 (фиг. 1) при сохранении интенсивности процесса вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4.
В залежах углеводородов пластового сводового типа газонасыщенные 6 (фиг. 3) и водонасыщенные зоны 7 могут разделять продуктивный пласт 4 в вертикальной плоскости.
В залежах углеводородов массового типа газонасыщенные зоны 6 (фиг. 4) и водонасыщенные зоны 7 разделяют продуктивный пласт 4 в вертикальной плоскости, причем закачку газа ведут в верхнюю часть, а воды в нижнюю часть продуктивного пласта 4.
Закачку газа и воды в нагнетательные скважины 2, 3 возможно осуществлять с одновременным генерированием в продуктивном пласте упругих волн 10, 11 (фиг. 5) с частотой в пределах от 0,1 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа. При использовании упругих волн 10, 11 в указанных пределах реализуется режим нелинейного резонанса, характеризующийся воздействием на продуктивный пласт 4 близкими его собственной частоте упругими волнами.
При таком режиме воздействие на продуктивный пласт 4 существенно возрастает скорость фильтрации углеводородов в продуктивно пласте 4 и создается возможность получения между каждой парой зон 6 и 8, 7 и 8 управляемого стабильного фронта 9 вытеснения углеводородов газом и водой.
При значениях частоты упругих волн менее 0,1 кГц и более 45 кГц невозможно получить режим нелинейного резонанса, так как собственные частоты углеводородонасыщенного пласта в большинстве случаев (известно из практики) находятся в пределах от 0,1 до 45 кГ.
При значениях амплитуды упругих волн менее 0,02 МПа мощности колебаний недостаточно для преодоления сил, удерживающих углеводороды на стенках капилляров продуктивного пласта 4, при этом коэффициент извлечения углеводородов низок при больших удельных объемах закачиваемых газа и воды.
При значениях амплитуды упругих волн более 2,8 МПа резко возрастают энергетические затраты на возбуждение колебаний, и, как следствие, неоправданно возрастают экономические затраты на реализацию способа. Кроме того, возрастает вероятность разрушения стенонагнетательных скважин 2, 3, приводящего к закупорке продуктивного пласта, снижению производительности нагнетательных скважин и, как следствие, невозможности осуществления процесса вытеснения углеводородов газом и водой в продуктивном пласте 4.
В процессе разработки месторождения углеводородов для увеличения степени вытеснения углеводородов водой и придания необходимых упругих свойств в водонасыщенных зонах 7 при генерировании упругих волн 10, 11 производят периодическую закачку газа из созданных газонасыщенных зон 6 в водонасыщенные зоны 7.
При разработке месторождений углеводородов, характеризующихся сравнительно однородным строением продуктивного пласта 4 (фиг. 1), способ для добычи углеводородов из буровых скважин осуществляется следующим образом.
Производят бурение добывающих 1 и нагнетательных для газа 2 и воды 3 скважин, сообщающих продуктивный пласт 4 с поверхностью 5 Земли.
Закачку газа в нагнетательные скважины 2 и воды в нагнетательные скважины 3 осуществляют в продуктивном пласте 4 с созданием отдельных зон 6, 7 с преимущественным содержанием газа, накапливаемого для последующего использования, и воды соответственно.
Между зонами 6, 7 заключены углеводородонасыщенные зоны 8. Добычу пластовых углеводородов из зон 8 производят через добывающие скважины 1.
Для предотвращения преждевременных прорывов закаченной воды из зон 7 в добывающие скважины 1 производят периодическую закачку накопленного в зонах газа 6 в водонасыщенные зоны 7 через водонагнетательные скважины 3, тем самым появляется возможность управления продвижением фронта 9 вытеснения углеводородов в продуктивном пласте 4 при снижении общей водонасыщенности продуктивного пласта 4.
При достижении содержания закаченного газа в водонасыщенных зонах 7 в пределах от 0,1 до 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах 7 возможно генерирование упругих волн 11 (фиг. 5) в водонасыщенных зонах 7 с частотой в пределах от 0,1 до 45 кГц и амплитудой в пределах от 0,02 до 2,8 МПа.
При закачке газа в водонасыщенных зонах 7 в условиях генерирования упругих волн 11 образованные газовые включения являются вторичными источниками упругих колебаний, усиливающих генерированные упругие волны 11. Это позволяет частично компенсировать потери энергии упругих волн 11 на рассеивание и стабилизировать фронт 9 вытеснения углеводородов на достаточно большом расстоянии от водонагнетательных скважин 3. В результате достигается возможность управления продвижением фронта 9 вытеснения углеводородов водой практически вплоть до достижения фронтом 9 добывающих скважин 1.
При значениях содержания газа в водонасыщенных зонах 7 менее 0,1 от содержания воды в зонах 7, происходит полное растворение газа в воде и тем самым исключается образование вторичных источников упругих волн 11.
При значениях содержания газа в водонасыщенных зонах 7 более 28% от содержания воды в этих зонах образуются газовые полости увеличенных размеров, являющиеся локальными гасителями генерируемых упругих волн 11.
Для создания газонасыщенных зон 6 может использоваться попутный углеводородный газ данного месторождения. Это позволяет временно консервировать добываемый попутный газ с начала разработки месторождения для его последующего использования.
Для создания газонасыщенных зон 6 может использоваться неуглеводородный газ, например азот, дымовой газ, двуокись углерода, воздух или их смеси. Это позволяет использовать для закачки в скважины 2 дешевый неуглеводородный газ при ограниченности ресурсов углеводородного газа.
В случае неблагоприятных соотношений физических свойств пластовых углеводородов и закачиваемой воды для процесса вытеснения углеводородов водой для создания водонасыщенных зон 7 можно использовать воду с добавлением поверхностно-активных веществ, что позволяет стабилизировать фронт 9 вытеснения углеводородов и увеличить коэффициент вытеснения углеводородов.
В случае неоднородного строения продуктивного пласта 4 для создания водонасыщенных зон 7 можно использовать воду с добавлением полимеров, что позволяет стабилизировать фронт 9 вытеснения углеводородов, улучшить вытеснение углеводородов из низкопроницаемых участков продуктивного пласта 4 и увеличить коэффициент извлечения углеводородов.
В случае наличия достаточных ресурсов щелочи и после получения положительных результатов предварительных экспериментальных исследований для создания водонасыщенных зон 7 можно использовать воду с добавлением растворов щелочей, что позволяет улучшить вытесняющие свойства воды, стабилизировать фронт вытеснения и повысить коэффициент извлечения углеводородов.
Реализация патентуемого способа для добычи углеводородов из буровых скважин осуществляется с помощью комплекса технологического оборудования, содержащего насосную станцию 12, гидравлически сообщенную с водонагнетательной скважиной 3, компрессорную станцию 13, предназначенную для закачки газа, выход 14 которой сообщен с газонагнетательной скважиной 2, а выход 15 с водонагнетательной скважиной 3, сепарационную установку 16, подсоединенную к добывающим скважинам 1, выход которой соединен со входом компрессорной станции 13. Вход компрессорной станции 13 также соединен с газонагнетательной скважиной 2. Нагнетательные скважины 2, 3 для газа и воды снабжены генераторами 17, 18 упругих волн 10, 11 соответственно.
Стрелка А показывает направление подачи воды от внешнего источника (не показан) через насосную станцию 12 к водонагнетательной скважине 3. Стрелка В направление подачи газа от внешнего источника (не показан) через выход 14 компрессорной станции 13 к газонагнетательной скважине 2, а через выход 15 к водонагнетательной скважине 3.
Генератор 18 (фиг. 6) упругих волн расположен в зоне 19 перфорации водонагнетательной скважины 3 на колонне насосно-компрессорных труб 20, гидравлически сообщенных с выходом насосной станции 12. Газонагнетательные скважины 2 (фиг. 5) оборудованы генераторами 17 упругих волн аналогичным образом.
Генератор 18 упругих волн содержит корпус 21 (фиг. 7), размещенный в нижней части колонны насосно-компрессорных труб 20 с выполненным в нем центральным каналом 22 и двумя вихревыми цилиндрическими камерами 23, 24. Центральный канал 22 и вихревые камеры 23, 24 сообщены с внутренней полостью 25 труб 20.
Генератор 17 (фиг. 5) упругих волн содержит корпус 26 (фиг. 8), размещенный в нижней части колонны насосно-компрессорных труб 20, с выполненным в нем осевым каналом 27, имеющем сужение 28 на его выходе, резонатор 29, выполненный в виде стакана, закрепленного на корпусе 26 с помощью профилированного стержня 30, соосно с осевым каналом 27 с образованием кольцевого зазора 31. Полость 25 насосно-компрессорных труб 20 сообщена с осевым каналом 27.
Способ для добычи углеводородов из буровых скважин осуществляется следующим образом.
Вода, поступающая от внешнего источника в направлении стрелки А (фиг. 5), закачивается с помощью насосной станции 12 через нагнетательную скважину 3 в водонасыщенную зону 7. В пласте 4 осуществляется процесс вытеснения углеводородов из зон 8 фронтом 9 к добывающим скважинам 1. Газ, поступающий от внешнего источника в направлении стрелки В, с помощью компрессорной станции 13 закачивается через газонагнетательную скважину 2 в газонасыщенную зону 6. Зона 6 предназначена для временной консервации газа, а также для осуществления вытеснения углеводородов из зон 8 фронтом 9 к добывающим скважинам 1.
Создание в пласте 4 газонасыщенных зон 6 уменьшает общее количество водонасыщенных зон 7 и в конечном итоге уменьшает общую водонасыщенность пласта 4. При этом в продуктивном пласте 4 могут создаваться упругие волны 10, 11 с помощью генераторов 17, 18 соответственно. Генератор 17 упругих волн работает следующим образом.
При прокачке газа через полость 25 (фиг. 8) колонны насосно-компрессорных труб 20 и через осевой канал 27 корпуса 26 генератора 17 создается стабильный сверхзвуковой поток газа на расчетном режиме, полное торможение которого осуществляется резонатором 29. Кинетическая энергия этого сверхзвукового потока преобразуется в один мощный прямой скачок уплотнения, периодический выход которого из кольцевого зазора 31 создает интенсивное акустическое поле, которое распространяется в пласте 4 в виде упругих волн 10 (фиг. 5).
Генератор 18 работает следующим образом. При прокачке воды через полость 25 (фиг. 7) колонны насосно-компрессорных труб 20 и через осевой канал 22 в вихревых камерах 23, 24 образуется разряжение и часть потока воды поступает в вихревые камеры 23, 24, где происходит вихревое движение части потока воды. Взаимодействие вихревых потоков воды с основным потоком воды позволяет генерировать упругие волны 11 (фиг. 5) на выходе из центрального канала 22 (фиг. 7).
Амплитуда и частота упругих волн 10 (фиг. 5), 11, создаваемых генераторами 17, 18, зависят от геометрических параметров генераторов 17, 18 упругих волн и режимов прокачки через них газа и воды.
Упругие волны 10, 11 позволяют увеличить скорость фильтрации углеводородов в низкопроницаемых пропластках, уменьшить или оставить на прежнем уровне скорость фильтрации углеводородов в высокопроницаемых пропластках продуктивного пласта 4 за счет настройки процесса вытеснения углеводородов на режим нелинейного резонанса для низкопроницаемых пропластков.
Таким образом, в условиях генерации упругих волн происходит стабилизация фронта 9 вытеснения углеводородов и появляется возможность управления процессом вытеснения углеводородов в продуктивном пласте.
При обводнении скважин 1 в случае прорыва воды вместе с углеводородами приходится поднимать на поверхность 5 Земли ранее закаченную в нагнетательные скважины 3 воду. Доля воды в общем объеме добываемой продукции постоянно возрастает и может в два, три и более раз превысить долю углеводородов. Это ухудшает энергетическую эффективность процесса добычи углеводородов, увеличивает сроки освоения месторождений, кроме этого, ухудшается экологическая обстановка в районе месторождения, так как попутно добываемая вода не всегда закачивается обратно в пласт, а сливается в поверхностные источники.
Управление процессом вытеснения углеводородов водой снижает вероятность ранних прорывов воды в добывающие скважины 1 и позволяет стабилизировать фронт 9 вытеснения водой углеводородов практически за все время разработки месторождения.
Для повышения эффективности воздействия упругими волнами на продуктивный пласт 4 производят периодическую закачку газа из созданных газонасыщенных зон 6 через скважину 2, компрессорную станцию 13 и скважину 3 в водонасыщенные зоны 7. Присутствие газа в водонасыщенной зоне 7 позволяет придать требуемые упругие свойства водонасыщенной зоне 7, усилить энергию волн 11 и увеличить распространение воздействия вплоть до места расположения добывающих скважин 1.
В случае разработки месторождений углеводородов, характеризующихся сравнительно однородным строением продуктивного пласта 4 закачку газа и воды в отдельные газо- и водонасыщенные зоны 6, 7 соответственно производят без генерации колебаний упругих волн 10, 11.
При этом достигается экономия энергии при реализации способ добычи углеводородов, а выравнивание фронта 9 вытеснения углеводородов водой достигается за счет периодической подкачки накопленного газа из газонасыщенных зон 6 через скважину 2, компрессорную станцию 13, скважину 3 в водонасыщенные зоны 7. Закачанный газ создает сопротивление движению воды в особенности по высокопроницаемым пропласткам, в результате чего происходит стабилизация фронта 9 вытеснения и уменьшается вероятность ранних прорывов воды в добывающие скважины 1.
При отсутствии потребителя попутного углеводородного газа, этот газ, поступающий в общем потоке углеводородов от добывающих скважин 1, на сепарационную установку 16, отделяется в ней от жидкой фазы, поступает на вход компрессорной станции 13 и закачивается через скважины 2 в газонасыщенные зоны 6. Эта операция позволяет временно консервировать попутный газ в газонасыщенных зонах 6 пласта 4 для последующего использования этого газа. Таким образом, полностью сохраняется весь объем попутного газа с самого начала разработки месторождения углеводородов и существенно улучшается экологическая обстановка в районе этого месторождения.
Результаты разработки опытно-экспериментального участка залежи нефти приведены в таблице.
Таким образом, изобретение позволяет повысить коэффициент извлечения углеводородов, сократить сроки разработки месторождения, уменьшить объемы попутно добываемой воды, повысить степень использования попутного газа, улучшить экологическую обстановку в районе месторождения.
Изобретение может быть применено в нефтегазовой, геологической промышленности для разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений.
Формула изобретения: 1. СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ БУРОВЫХ СКВАЖИН, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в продуктивный пласт и извлечение углеводородов из добывающих скважин, отличающийся тем, что создают раздельные между собой газоводоуглеводородонасыщенные зоны продуктивного пласта путем закачки в нагнетательные скважины газа и воды с одновременным генерированием в зонах упругих волн с частотой 0,1 45 кГц и амплитудой 0,02 2,8 МПа, при этом зоны создают с преимущественным содержанием газа, накапливаемого для последующего вытеснения воды и углеводородов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что производят периодическую закачку накопленного газа из созданных газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны.
3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для создания газонасыщенных зон используют попутный углеводородный газ.
4. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для создания газонасыщенных зон используют неуглеводородный газ.
5. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением поверхностно-активных веществ.
6. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением полимеров.
7. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением щелочей.
8. Способ добычи углеводородов из буровых скважин, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды через нагнетательные скважины в продуктивный пласт и извлечение углеводородов из добывающих скважин, отличающийся тем, что создают раздельные между собой газоводоуглеводородонасыщенные зоны продуктивного пласта путем закачки в нагнетательные скважины газа и воды, при этом зоны создают с преимущественным содержанием газа, накапливаемого для последующего вытеснения воды, углеводородов, и производят закачку накопленного газа из газонасыщенных зон в водонасыщенные зоны.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что по достижении содержания газа в водонасыщенных зонах 0,1 28% от содержания воды в водонасыщенных зонах генерируют упругие волны с частотой 0,1 45 кГц и амплитудой 0,02 2,8 МПа.
10. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, что для создания газонасыщенных зон используют попутный углеводородный газ.
11. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, что для создания углеводородных зон используют неуглеводородный газ.
12. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением поверхностно-активных веществ.
13. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением полимеров.
14. Способ по пп. 8 и 9, отличающийся тем, что для создания водонасыщенных зон используют воду с добавлением щелочи.