СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ И ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 1995 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей.

Известен способ разработки месторождений путем его разбуривания и вытеснения нефти при чередующемся нагнетании в пласт теплоносителя и обычной воды [1]
Известен способ, когда путем закачки теплоносителя для нагрева пласта создается буфер, который проталкивается затем ненагретой водой [2]
Недостатками этого метода являются следующие: не позволяет определять рациональное время перехода на закачку неподогретой воды для различных участков пласта, не учитывает неоднородности коллектора и свойств пластовой жидкости по простиранию пласта на его разных участках, задание одинакового объема закачиваемой жидкости для всех участков нефтяного пласта. Кроме того исключаются случаи, в которых закачку теплоносителя выгодно продолжать до конца разработки. Применение этого метода на одних участках пласта приводит к неоправданно большим затратам энергии, на других не будет достигнута рациональная нефтеотдача, на третьих снижается уровень текущей добычи нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей за счет экономии энергии и сохранения динамики уровня добычи нефти.

Цель достигается тем, что в способе разработки месторождений, при котором его предварительно разбуривают, а затем осуществляют поддержание или повышение пластовых давлений и температуры путем закачки последовательно теплоносителя (например, горячей воды) и неподогретой воды, исходя из данных разбуривания, в том числе нефтеотдачи, анализируют и уточняют неоднородность пласта по простиранию на его различных участках, для каждого из котоpых определяют момент перехода с закачки теплоносителя на неподогретую воду в соответствии с выражением:
βW₃(η_г-η_x)⊆ (N_г-N_х) (1) где β- теплотворная способность добываемой нефти, кДж/т;
W₃ балансовые запасы нефти на участке, т;
η_г- конечная нефтеотдача при непрерывном нагнетании теплоносителя (при достижении предельной обводненности, например, 98% ), безразмерная, доля единицы;
η_x- конечная нефтеотдача при переходе на закачку холодной воды при достижении предельной обводненности в энергосберегающем (альтернативном) варианте, безразмерная доля единицы;
N_г энергия, затраченная на подготовку и закачку теплоносителя (с момента перехода на закачку холодной воды в альтернативном варианте), кДж;
N_х энергия, затраченная на закачку холодной воды (с момента перехода на закачку холодной воды в альтернативном варианте), с учетом добавки перепада давления для сохранения темпов добычи нефти, кДж. Искомый параметр время перехода на закачку холодной воды находится путем из соотношения, полученного из условия (1):
β(Q_г-Q_x) ⊆ (N_г-N_х), (2) где Q_г накопленная добыча нефти при непрерывном нагнетании теплоносителя (например, горячей воды) в период
Δt_г t_кг t_х, (3)
t_кг общая продолжительность разработки до получения конечной нефтеотдачи (при предельной обводненности) в варианте непрерывного нагнетания теплоносителя, сут.

t_х время перехода на закачку холодной воды в альтернативном энергосберегающем варианте, сут.

Q_х накопленная добыча нефти после перехода на закачку холодной воды в энергосберегающем варианте, т. С учетом значений Q_г, Q_x, N_г, N_хсоотношение (2) представляет общее функциональное выражение, содержащее время перехода на закачку холодной воды, которое и определяется из условия:
,μ_н,κ,κ_н,κ_в,G; (n)dt
,μ_н,κ,κ_в,κ_н,G; (n)dt ⊆
⊆ q_г(t)dt-d_x+q_x(t)dt, где ϕ_г[ функция, определяющая текущую добычу нефти при нагнетании теплоносителя; комплекс параметров (вязкости воды и нефти, фазовые проницаемости, проницаемость коллектора, начальный градиент давления сдвига), зависящих от температуры, следовательно, и от времени (t), так как процесс вытеснения нефти является нестационарным и неизотермическим;
ϕ_х[ функция, определяющая текущую добычу нефти после перехода на нагнетание холодной воды в альтернативном энергосберегающем варианте; комплекс ее параметров зависит от температуры, а следовательно, и от времени;
μ_в, μ_н,κ_в,κ_н- вязкости (воды, нефти) и фазовые проницаемости (для воды и нефти);
κ- проницаемость коллектора, мкм²;
G_н начальный градиент давления сдвига для нефти;
( )_t- комплекс параметров, зависящих от температуры при нагнетании теплоносителя (например, горячей воды);
( )_t- комплекс параметров, зависящих от температуры при нагнетании холодной воды, функции времени;
(n)_const; (n)_const параметры константы при нагнетании теплоносителя и холодной воды;
θ_г- энергия, затраченная на нагрев 1 т теплоносителя, кДж;
ν_г, ν_x- энергия, затраченная на нагнетание 1 т теплоносителя и холодной воды, кДж;
d_х дополнительная энергия, затрачиваемая в связи с повышением перепада давления при нагнетании 1 т холодной воды, кДж;
q_г(t), q_x(t) расходы при закачке теплоносителя и холодной воды, функции времени, т/сут;
t_кх продолжительность разработки при достижении конечной нефтеотдачи в альтернативном энергосберегающем варианте, в котором с момента t_х перешли на закачку холодной воды, сут.

В момент перехода на закачку неподогретой воды для сохранения уровня добычи нефти создают депрессию на пласт, определяемую в соответствии с выражением
(ΔР₁+ ΔР₂)/R₂= ΔР₁/R₁, (5) где ΔР₁ депрессия при закачке теплоносителя, МПа;
ΔР₂ дополнительная депрессия при переходе на неподогретую воду, МПа;
R₁, R₂ фильтрационные сопротивления пласта при закачке теплоносителя и ненагретой воды.

Таким образом реализация предложенного способа разработки, обеспечивающего энергосбережение, а следовательно и экономию средств, связана с аналитическим определением оптимального времени перехода с закачки теплоносителя на закачку обычной ненагретой воды и установлением оптимального перепада давления, обеспечивающего сохранение темпов добычи нефти.

П р и м е р. На многопластовом месторождении с параметрами: пятислойный разрез с толщинами слоев 3,6; 4,5; 6,3; 6,9 и 5,4 м с соответствующими проницаемостями (К) 0,7; 0,05; 0,11; 0,025 и 0,26 мкм²; пористость 0,26; геологические запасы участка (W₃) 1390000т; начальная пластовая температура 59,9^оС; начало массовой кристаллизации парафина 40^оС; трехрядная система расположения скважин.

В течение времени t 16 лет нагнеталась нагретая вода с Т=60^оС, после этого проводили нагнетание ненагретой воды с температурой Т=20^оС в течение t=36 лет. Момент перехода с закачки подогретой воды на неподогретую в первом приближении определяли по формуле (1), где входящие в нее отдельные члены определяются выражениями:
N_г= + ΣΩ_гθ_гβ_г·4,19 +
+ 1387183·12,25·9500·4,19 6851727·10⁵кДж,
N_x= 66409,3·10⁵кДж, где ΣΩ_г,ΣΩ_x- закачка горячей и ненагретой воды с момента перехода (вариант б) до обводненности нефти в обоих вариантах, равной 98% м³;
Н_г, Н_х напор воды, создаваемый насосами, при закачке горячей и холодной воды, м;
ρ_г,ρ_x- плотности нагнетаемых агентов, кг/м³;
102 и 4,19 коэффициенты, согласующие размерности.

Подставив все значения в критериальное энергетическое соотношение (1), имеем для рассматриваемого объекта:
βW₃(η_г-η_x)⊆ (N_г-N_х)
398˙10⁵˙9,25˙10⁵˙(0,37-0,352)⊆(6851727˙10⁵-66409,3˙10⁵),
т. е. имеем: 6626700˙10⁵ кДж ⊆ 6785317,7˙10⁵ кДж. Изменение давления нагнетания при закачке ненагретой воды (напора) определяется в соответствии с формулой (5) и равняется 30 кг/см² (300 м напора столба воды).

В соответствии с критериальным соотношением на данном участке необходимо безотлагательно осуществить переход на нагнетание ненагретой воды, так как продолжение закачки горячей воды приведет к неоправданной трате энергии, а следовательно, и к трате соответствующих средств. Согласно анализу оптимальный переход на закачку холодной воды на данном участке должен был осуществлен уже 2 года назад. Экономические расчеты выполненные по данном объекту показывают, что своевременный переход на закачку ненагретой воды обеспечивает здесь многомиллионную экономию средств.

Аналогичный анализ выполняется и при разработке месторождений вязких нефтей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей. Сущность изобретения: в способе на основе данных разбуривания месторождения уточняют неоднородность пласта по простиранию на его отдельных участках и на каждом из них, с учетом энергетического критериального соотношения определяют момент перехода с нагнетания теплоносителя (например, горячей воды) на неподогретую воду для поддержания или повышения пластового давления и температуры. В момент перехода создают определенную депрессию на пласт, не допускающую падения динамики добычи нефти. Время перехода с закачки теплоносителя на неподогретую воду и создаваемую при этом депрессию определяют с учетом специальных условий по методике, изложенной в способе. Способ позволяет сэкономить энергию и ресурсы и сохранить динамику уровней добычи нефти. 2 с.п. ф-лы.

1. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей, включающий поддержание или повышение пластового давления и пластовой температуры предварительно разбуренной залежи путем закачки последовательно теплоносителя и неподогретой воды, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет экономии энергии и сохранения динамики уровней добычи нефти, по данным разбуривания месторождения уточняют неоднородность пласта по простиранию и разрезу на его отдельных участках, затем для каждого из них определяют момент перехода t_х с закачки теплоносителя на неподогретую воду в соответствии с выражением
βW_з(η_г-η_x) ≅ (N_г-N_x),
где β теплотворная способность добываемой нефти, кДж/т,
W_з балансовые запасы нефти на участке, т;
h_г конечная нефтеотдача при непрерывном нагнетании теплоносителя (по достижении предельной обводненности, например 98%), безразмерная доля единицы;
η_x конечная нефтеотдача при переходе на закачку неподогретой воды по достижении предельной обводненности в энергосберегающем варианте, безразмерная, доля единицы;
N_г энергия, затраченная на подготовку и закачку теплоносителя (с момента перехода на закачку неподогретой воды), кДж;
N_х энергия, затраченная на закачку неподогретой воды (с момента перехода на закачку неподогретой воды с учетом изменения перепада давления для сохранения темпов добычи нефти, кДж;
при этом в момент перехода на закачку неподогретой воды для сохранения уровня добычи нефти создают депрессию на пласт, определяемую в соответствии с выражением
(P₁+ΔP₂)/R₂=ΔP₁/R₁,
где ΔP₁ депрессия при закачке теплоносителя, МПа;
ΔP₂ величина изменения депрессии при переходе на неподогретую воду, МПа;
R₁, R₂ фильтрационные сопротивления пласта при закачке теплоносителя и ненагретой воды. 2. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей, включающий поддержание или повышение пластового давления и пластовой температуры предварительно разбуренной залежи путем закачки последовательно теплоносителя и неподогретой воды, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет экономии энергии, по данным разбуривания месторождения уточняют неоднородность пласта по простиранию и разрезу на его отдельных участках, затем для каждого из них определяют момент перехода t_x с закачки теплоносителя на неподогретую воду из выражения
β(Q_г-Q_x) ≅ (N_г-N_x),
где Q_г накопленная добыча нефти при непрерывном нагнетании теплоносителя в период
Δt_г=t_кг-t_x,
t_кг общая продолжительность разработки до получения конечной нефтеотдачи (при предельной обводненности) в варианте непрерывного нагнетания теплоносителя, сут.

t_x время перехода на закачку неподогретой воды в энергосберегающем варианте, сут.

Q_x накопленная добыча нефти после перехода на закачку неподогретой воды в энергосберегающем варианте, т,
а создаваемую при этом депрессию определяют с учетом выражения:
(ΔP₁+ΔP₂)/R₂<ΔP₁/R₁.