Изобретение относится к способу разработки нефтегазовых месторождений.
Известен способ разработки нефтегазовых залежей путем реализации барьерного заводнения на границе раздела нефти и газа для предотвращения истощения газовой шапки. При барьерном заводнении создаются условия для одновременной эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки. Недостатком этого способа является низкая эффективность вытеснения высоковязкой нефти закачиваемой водой. В результате нефтеотдача существенно не повышается и остается крайне низкой.
Известен способ разработки водоплавающих залежей высоковязких нефтей путем закачки теплоносителя в нагнетательные скважины. Закачиваемый теплоноситель прорывается в добывающие скважины по водонасыщенной части пласта, благодаря чему прогревается нефтенасыщенная часть коллектора. За счет прогрева нефти снижается ее вязкость, а нефтеотдача повышается. Недостатком этого способа является медленный прогрев всей толщи нефтяной оторочки, из-за которого охват пласта вытесняющим агентом по толщине оказывается низким, а удельный расход теплоносителя на добычу единицы массы нефти высоким.
Известен способ разработки нефтегазовых залежей, включающий закачку инертного газа в область газонефтяного контакта для предотвращения прорыва в газовую шапку теплоносителя, который нагнетают в нефтенасыщенную часть пласта. Недостатком этого способа является медленный прогрев нефтяной оторочки и низкая эффективность вытеснения нефти в области, прилегающей к газонефтяному контакту.
Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и темпов разработки залежи. Поставленная цель достигается за счет того, что осуществляют закачку горячего теплоносителя в пласт и барьерное заводнение, причем барьерное заводнение осуществляют путем закачки воды с температурой, превышающей начальную пластовую, вдоль газонефтяного контакта. Температура горячей воды, закачиваемой вдоль газонефтяного контакта, составляет 60-250оС или поддерживается равной температуре, до которой прогревается кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки.
Применения перечисленных отличительных признаков для достижения указанной цели в литературе не обнаружено, что позволяет говорить о том, что предлагаемое техническое решение отвечает критериям "новизна" и "существенные отличия".
Эффективность вытеснения вязкой нефти зависит в значительной степени от температуры. Прогрев продуктивной части пласта до температуры 80-120оС приводит к резкому снижению вязкости нефти, благодаря чему существенно повышается эффективность ее вытеснения. Для прогрева коллектора в пласт закачивают теплоноситель. Если залежь представляет собой оторочку нефти с газовой шапкой и активной подошвенной водой, то закачиваемый теплоноситель поступает главным образом, в водонасыщенную часть коллектора, так как фильтрационные сопротивления здесь на несколько порядков ниже по сравнению с нефтенасыщенной частью пласта. Для предотвращения прорывов теплоносителя в газовую шапку и прорывов газа в добывающие скважины наряду с тепловым воздействием реализуют барьерное заводнение путем нагнетания холодной воды в газовую шапку. Однако при большой толщине нефтяной оторочки прогрев пласта закачиваемым в область водонефтяного контакта теплоносителем осуществляется крайне медленно. В результате темпы извлечения нефти остаются крайне низкими, а удельный расход теплоносителя повышается. Более эффективно можно разрабатывать водоплавающие залежи, нагнетая теплоноситель как в газовую шапку, так и в область водонефтяного контакта. В последнем случае прогрев нефтяной оторочки осуществляется в два раза быстрее, а темпы разработки оказываются почти в два раза выше.
Способ иллюстрируется чертежом.
Способ осуществляют следующим образом. В нагнетательной скважине перфорируют эксплуатационную колонну не только в нефтенасыщенной части коллектора, но и на несколько метров выше газонефтяного контакта и на несколько метров ниже водонефтяного контакта. Интервал перфорации в водонасыщенной и газонасыщенной зонах определяют, исходя из запроектированных расходов теплоносителя в газовую шапку и водонасыщенную часть коллектора.
Для барьерного заводнения необходимо в газовую шапку закачивать воду, а в рассматриваемом случае горячую воду. С целью снижения теплопотерь в стволе нагнетательной скважины целесообразно горячий агент закачивать по колонне труб, а холодную воду по кольцевому пространству. Колонну труб, по которой закачивается горячий агент (горячая вода или пар), целесообразно делать составной, когда верхняя часть колонны собирается из теплоизолярованных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. При контакте холодной воды с теплоизолированными трубами происходит ее нагрев и температура агентов может практически выравниваться. Если при теплообмене с закачиваемым в пласт паром последний полностью конденсируется и превращается в горячую воду, то установки пакера на забое нагнетательной скважины не требуется. Если после теплообмена на забой нагнетательной скважины поступает водяной пар, то требуется установка пакера, разделяющего газонасыщенную и нефтенасыщенную части коллектора, так как использование пара в качестве барьера нецелесообразно. Для расчета процесса теплообмена между холодной водой, движущейся по кольцевому пространству, и горячим агентом, поступающим в колонну труб, используется специальная разработанная в МИНГ методика.
Исходя из планируемой динамики отбора жидкости, приемистости скважин и технических возможностей, задают расходы горячего (Gг) и холодного (Gх) теплоносителей. Степень сухости пара (горячего теплоносителя) определяют по следующей зависимости:
X=Xo1-e+a5Z+a6Z2
(1)
Температуру холодной воды:
τ=ts + 1-e-(ts-τx)e + Z
(2)
При полной конденсации пара в колонне НКТ в горячую воду или в случае закачки ее с поверхности температуру горячей воды определяют следующим образом: t a12 exp (a10z) + a11 exp (a9z) + a8 + Гz, (3) а температуру холодного теплоносителя:
+xa10Z)+aexp(a9Z)+
(4)
где a1 a a2 a3
a4=a2+a3; a5 a6
a7=a+a2+a3; a8=aa3θo-a7Г; a9= +
a10 a11
a12
где х текущая степень сухости пара на глубине z;
хо степень сухости пара на устье скважины
ts температура пара или горячей воды на устье, оС;
τx температура холодной воды на устье, оС;
τх' температура холодной воды на глубине полной конденсации пара, оС;
τ- текущая температура холодной воды на глубине z, оС;
z глубина рассматриваемого сечения скважины, м;
Г геометрический градиент, оС/м;
К1 коэффициент теплопередачи от горячего теплоносителя к горным породам, Вт/(м2К);
К2 коэффициент теплопередачи от холодного теплоносителя к горным породам, Вт/м2К);
r скрытая теплота парообразования, Дж/кгК;
Срг, Срх удельная теплоемкость горячего и холодного теплоносителя соответственно. Дж/кгК;
d1 внутренний диаметр НКТ. м;
d2 внутренний диаметр обсадной колонны м;
θ- температура окружающих горных пород в данном сечении скважины, оС;
θо- температура невозмущенного слоя горных пород, оС.
Температура закачиваемого в пласт пара зависит от пластового давления. При значительных пластовых давлениях температура пара может оказаться намного большей, чем необходимо для эффективного вытеснения нефти. Если водяной пар попадает в водонасыщенную зону коллектора, он быстро конденсируется, смешиваясь с пластовой водой, а затем фильтруется в виде горячей воды. В газовой шапке высокотемпературный теплоноситель не нужен, так как до некоторого предела прирост нефтеотдачи с увеличением температуры значителен, а затем, плавно снижаясь, становится малозаметным. Для подобных залежей с целью снижения теплопотерь целесообразно ограничивать температуру воды, поступающей в газовую шапку. Эта температура определяется, исходя из результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти при различных температурах. Опыт применения тепловых методов на нефтяных залежах свидетельствует, что минимальная температура закачиваемой в газовую шапку воды должна составить 60оС для месторождений, залегающих на малой глубине с низкой пластовой температурой и высокой вязкостью нефти. При меньшей температуре воды вытеснение нефти малоэффективно, а нефтеотдача повышается недостаточно. Максимальная температура закачиваемой воды достигает 300оС, так как при меньшей температуре в трещинно-поровом коллекторе эффективность капиллярной пропитки может быть низка и не обеспечивает достаточный прирост нефтеотдачи. При большей температуре закачиваемой воды прирост нефтеотдачи не компенсирует расходов для подогрева воды до более высокой температуры. Если нефтяная оторочка имеет небольшую толщину, а расстояние между скважинами велико, то вся нефтенасыщенная часть коллектора прогревается до значительной температуры. В этом случае холодная вода будет снижать температуру нефтяной оторочки, способствуя падению нефтеотдачи. При разработке таких месторождений температура закачиваемой в газовую шапку воды должна быть выше, чем та, до которой прогревается кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки. Для расчета температуры кровли можно использовать следующую формулу:
t(l, η)=ts-(ts-to)erf(l/2), (1) где ts температура закачиваемого теплоносителя на устье;
t(l, η) температура пласта на расстоянии l от подошвы нефтяной оторочки через время η после начала нагнетания теплоносителя;
tо начальная температура пласта;
а коэффициент температуропроводности пласта;
Способ осуществляется следующим образом.
На месторождении, залегающем на глубине 400 м, нефтяная оторочка толщиной 30 м не подстилается водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 100 мПа˙с очень медленно вытесняется водой и газом к добывающим скважинам, в результате чего предельная обводненность и предельные газовые факторы достигаются при нефтеотдаче всего 20% С целью повышения эффективности вытеснения нефти принято решение закачивать теплоноситель как вдоль водонефтяного контакта, так и вдоль газонефтяного контакта. Лабораторными опытами было установлено, что эффективное вытеснение нефти достигается уже при температуре 60оС. Поэтому было решено для дальнейшего заводнения использовать воду с температурой 60оС. С этой целью в скважину спустили составную колонку, верхняя часть которой состоит из теплоизолированных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. Кольцевое пространство изолировано от забоя нагнетательной скважины с помощью теплоизолированного пакера. По насосным трубам в зону водонефтяного контакта закачивают водонефтяной пар с температурой 250оС в количестве 200т/сут, а по кольцевому пространству в скважину подают с темпом 100 т/сут холодную воду, которая прогревается до поступления в область газонефтяного контакта до температуры 60оС. Для достижения такой температуры составная колонна должна состоять из теплоизолированных труб длиной 70 м и нетеплоизолированных труб длиной 330 м. Закачка теплоносителя в пласт осуществляется циклически (полгода закачка и полгода перерыв). За счет применения метода срок разработки одного элемента системы расстановки скважин сокращается в 1,5 раза с 15 до 10 лет, а нефтеотдача повышается на 15%
На месторождении, залегающем на глубине 1400 м, коллектор которого представлен трещинно-поровым известняком, нефтяная оторочка толщиной 45 м подстилается водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 1 Па˙с практически не втесняется газом и очень плохо вытесняется водой при пластовой температуре, составляющей 20оС. Было установлено, что эффективная капиллярная пропитка происходит при температуре 180-200оC, поэтому было решено нагнетать в газовую шапку воду с температурой 320оС, а в кольцевое пространство нагнетательной скважины подают 75 т/сут холодной воды, которая с температурой 300оС поступает вдоль газонефтяного контакта. Для прогрева холодной воды до 300оС колонна насосных труб должна состоять из теплоизолированных труб (верхние 350 м) и нетеплоизолированных труб (нижние 1050 м). За счет применения способа срок разработки залежи сокращается в 1,8 раза, а удельный расход теплоносителя снизится в 1,2 раза.
На месторождении нефтяная оторочка толщиной 10 м подстилается подошвенной водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 300 мПа˙с очень плохо вытесняется газом и водой при начальной пластовой температуре (30оС). При естественном режиме нефтеотдача не превышает 10% С целью повышения коэффициента нефтеизвлечения принято решение нагнетать в пласт водяной пар, имеющий температуру 320оС. Теплоноситель, закачиваемый в область водонефтяного контакта, будет эффективно прогревать нефтенасыщенную часть коллектора. Для создания барьера между газовой шапкой и нефтяной оторочкой в область газонефтяного контакта закачивается вода. Однако, если закачиваемая при барьерном заводнении вода будет холодной, то нефтяная оторочка будет охлаждаться, а нефтеотдача снижаться. Срок разработки одного элемента системы расстановки скважин достигает 10 лет. За все время нагнетания теплоносителя кровля нефтяной оторочки прогревается до температуры 130оС. Поэтому для предотвращения охлаждения пласта в область газонефтяного контакта необходимо нагнетать воду с температурой 130оС. Для реализации способа в нагнетательную скважину спускают составную колонну насосных труб, верхняя часть которой состоит из теплоизолированных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. Длина нетеплоизолированной части колонны при темпе нагнетания пара 200 т/cут, а холодной воды 100 т/сут будет составлять 400 м при общей длине колонны 950 м.За счет применения метода нефтеотдача по сравнению с прототипом увеличится на 5%а срок разработки уменьшится в 1,4 раза.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ | 1991 |
|
RU2012785C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ (ВАРИАНТЫ) | 2006 |
|
RU2312983C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ И ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ | 2008 |
|
RU2386804C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ | 1992 |
|
RU2027848C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ | 2006 |
|
RU2307239C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1991 |
|
RU2019686C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ | 1991 |
|
RU2012782C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ И ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ | 2015 |
|
RU2606740C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ | 1995 |
|
RU2081306C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ | 1984 |
|
SU1208867A1 |
Изобретение относится к области разработке нефтяных месторождений. Цель изобретения повышение нефтеотдачи и темпов разработки залежи, а также снижение расхода теплоносителя и снижение удельного расхода тепла на добычу нефти и достижение требуемой температуры закачиваемой в газовую шапку воды. Для этого закачку теплоносителя в пласт совмещают с барьерным заводнением, причем барьерное заводнение осуществляют путем закачки воды с температурой, превышающей начальную пластовую. Температура горячей воды, закачиваемой вдоль газонефтяного контакта, составляет 60 300°С или поддерживается равной температуре, до которой прогреваются кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки. Колонну труб состовляют в верхней части из теплоизолированных труб. Длина нетеплоизолированной части колоны труб подбирается таким образом, чтобы температура воды, подаваемой по кольцевому пространству в области газонефтяного контакта, достигала заданного значения. 3 з. п. ф-лы, 1 ил.
Патент США N 3358759, 166-11, опублик | |||
Приводный механизм в судовой турбинной установке с зубчатой передачей | 1925 |
|
SU1965A1 |
Авторы
Даты
1995-12-10—Публикация
1991-03-13—Подача