СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОДГАЗОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ОТОРОЧЕК Российский патент 1994 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации добывающих скважин, пробуренных на нефтяную залежь с газовой шапкой или нефтяную оторочку газоконденсатонефтяного месторождения.

Целью изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет предотвращения образования газового конуса в призабойной зоне скважины.

На фиг. 1 и 2 представлены схемы разреза пласта с расположением газонефтяного контакта и газовым конусом, образовавшемся в результате одновременного дренирования газа и жидкости (нефти) в скважину.

На газонефтяную залежь 1 (горная порода), которая состоит из нефтенасыщенной зоны 2 и газовой шапки 3, пробурена скважина 4, в которой интервалом 5 перфорации вскрыта нефтенасыщенная зона 2 и интервалом 6 перфорации вскрыта газовая шапка 3. Нефтенасыщенная зона 2 и газовая шапка 3 разграничены газонефтяным контактом 7 (фиг. 1).

В скважину 4 спущено внутрискважинное оборудование, включающее нефтяную колонну насосно-компрессорных труб 8 и пакер 9 (фиг. 2).

Участок 10 пониженной проницаемости газовой шапки 3 (фиг. 2) в призабойной зоне скважины 4 расположен над газонефтяным контактом 7 на всю высоту интервала 6 вскрытия шапки 3.

П р и м е р. Разбуривают залежь 1 скважинами 4. Вскрывают интервалом 6 перфорации газовую шапку 3 над газонефтяным контактом 7. Затем вскрывают интервалом 5 перфорации нефтенасыщенную зону 2 пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб 8 и устанавливают пакер 9 на глубине, равной или выше глубины расположения газонефтяного контакта 7. Осваивают скважину 4 и осуществляют подъем нефти по насосно-компрессорным трубам 8, одновременно отбирая газ из газовой шапки по затрубному пространству насосно-компрессорных труб 8.

Посредством регулирования темпа отбора газа на устье скважины 4 поддерживают давление газа в интервале 6 вскрытия, соответствующее условию
Р_нив - Р_гив > 9,81 ˙ 10^-6˙ρ_ж [2 ˙ L_нив -
- L_гнк - L_гив], где Р_нив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, МПа;
Р_гив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;
L_нив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, м;
L_гив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
L_гнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м.

Контроль за выполнением указанного условия осуществляют либо посредством приборных замеров давлений в скважине, либо замерами соотношений дебитов газа и жидкости на устье скважины и т.д.

При перемещении газонефтяного контакта 7, вызванного выработкой или истощением нефтяной зоны залежи 1, увеличивают разницу давлений между интервалами 5 и 6 вскрытия, в результате чего образуют обратный конус нефти. Степень различий давлений зависит от выработки нефтяной зоны, расстояния между интервалами вскрытия, типа, состояния и нефтенасыщенности коллектора в призабойной зоне скважины, темпа отбора нефти. Снижение разницы давлений осуществляют при уменьшении глубины расположения газонефтяного контакта 7 или увеличении нефтенасыщенности газовой шапки 3 в интервале 6 вскрытия.

С целью еще большего снижения дебита газа из газовой шапки производят снижение проницаемости коллектора газовой шапки 3 на всю высоту интервала 6 вскрытия в призабойной зоне посредством закачки в пласт тампонирующего материала. Радиус наружной границы низкопроницаемого участка 10 не превышает 2 - 3 м и зависит от параметров коллектора пласта, свойства дренируемого газа, нефтенасыщенности и режима эксплуатации скважин 4.

Для предотвращения дренирования газа газовой шапки в скважину 4 в обход низкопроницаемого участка 10 его верхняя и нижняя границы должны примыкать к обсадной колонне скважины 4 выше и ниже крайних отверстий интервала 6 вскрытия на расстоянии 0,1 - 10 высот интервала 6. Степень снижения проницаемости участка 10 зависит от требуемых темпов отбора газа из газовой шапки 3, свойств и типа коллектора и свойств тампонажного материала.

Образование газового конуса в призабойной зоне скважины вызвано перераспределением потенциальной и кинетической энергии потоков флюидов и различием упругих свойств газа и жидкости, действующих в поле гравитационных сил. Возникает разбаланс давлений по обе стороны газонефтяного контакта.

Восстановление баланса давлений осуществляется посредством регулирования отбора газа газовой шапки и поддержания давления в интервале ее вскрытия более низким, чем оно самопроизвольно устанавливается из условий совместного дренирования с нефтью. При этом перепад давлений между интервалами вскрытия газовой шапки и нефтенасыщенной части пласта превышает гидростатический перепад, который возникает из-за различий глубин расположения интервалов вскрытия на величину, большую, чем давление столба жидкости с высотой, равной высоте газового конуса к моменту прорыва газа газовой шапки в скважину через интервал вскрытия нефтенасыщенной части пласта.

Сущность изобретения: одновременно отбирают газ из газовой зоны и нефть из нефтяной зоны. Поддерживают перепад давления между интервалами вскрытия большим гидростатического и соответствующим приведенному условию. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОДГАЗОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ОТОРОЧЕК, включающий одновременно раздельный отбор жидкости из нефтенасыщенной части пласта и газа из газовой шапки, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности добычи нефти путем предотвращения образования газового конуса в призабойной зоне скважины, разобщают пакером интервалы вскрытия газовой шапки и нефтенасыщенной части пласта и посредством отбора газа из газовой шапки поддерживают перепад давления между интервалами вскрытия большим гидростатического и соответствующим условию
P_нив - P_гив > 9,81˙10^-6ρ_ж ×
× [2L_нив-L_гнк-L_гив ] ,
где P_нив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, МПа;
P_гив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρ_ж - плотность жидкости, кг/м³;
L_нив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м;
L_гив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
L_гнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до начала отбора флюидов из добывающей скважины снижают проницаемость коллектора в газовой шапке на всю высоту интервала его вскрытия над газонефтяным контактом на величину
μ_н / μ_г ,
где μ_н - динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, П;
μ_г - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, П.