СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов, и может быть использовано для разработки обводненных и необводненных залежей.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбора продукции из добывающих скважин (Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. В.А. Еронин и др. М. 1973, с.200).

Способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет поддержания пластового давления.

Недостатком известного способа является неравномерность выработки залежи: закачиваемый агент, например вода, движется по наиболее проницаемым пропласткам, а малопроницаемые пласты практически не вырабатываются.

Известен также способ разработки нефтяной залежи путем восстановления проницаемости пласта за счет излива воды через нагнетательные скважины (Труды ТатНИИ, вып.XIII, Л. 1969, с.117-121).

Способ позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет увеличения объемов закачки воды в результате восстановления приемистости скважин.

Недостатками способа являются кратковременность эффекта и неэкологичность процесса загрязнение окружающей среды изливаемой из скважины водой.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи путем резкого снижения давления, так называемый "шок" (Вахитов Г.Г. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. М. Недра, 1982, с.230).

Способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет улучшения фильтрационных свойств пористой среды для нефти.

К недостаткам способа можно отнести его периодичность, а также то, что способ может быть осуществлен на месторождениях с достаточно устойчивым коллектором.

Известный способ разработки нефтяной залежи включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины с поддержанием пластового давления как можно выше давления насыщения, а забойное давление снижают до атмосферного. Скважина на этом режиме выдерживается 2-3 сут. Затем давление на забое повышается до пластового, выдерживается 2-3 сут и продолжается эксплуатация скважины. Резкое снижение забойного давления обусловливает выделение газа из трещин и порового пространства коллектора, приток его к забою скважины и удаление его через скважину. В призабойной зоне количество газа уменьшается и при повышении давления до пластового часть оставшегося газа растворяется в нефти, а часть сжимается: при этом эффективное сечение пористой среды увеличивается, улучшается фильтрационная способность пористой среды. Это приводит к повышению нефтеотдачи и увеличению дебита. Однако способ позволяет очистить от газа только призабойную зону, не оказывая влияния на весь пласт, поэтому является малоэффективным, непродолжительным, возникает необходимость повторных обработок.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ разработки нефтяной залежи, который обеспечивал бы максимальный возможный процесс вытеснения нефти.

Цель изобретения увеличение нефтеотдачи пласта.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что после закачки вытесняющего агента нагнетательную скважину останавливают, осуществляют выдержку до установления статического уровня жидкости, вакуумируют зону скважины до появления нефтяного газа, затем возобновляют закачку вытесняющего агента, при этом производят вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На нефтяном месторождении согласно проекту бурят нагнетательные и добывающие скважины. Разработку осуществляют с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. При снижении дебита по нефти останавливают работу нагнетательной скважины. Применением известных способов, например излива, принудительного отбора, стравливания давления на отдельную емкость и т.п. добиваются снижения уровня жидкости в скважине не менее чем на 0,5-1 м от устья скважины. Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 100 м³/ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов или трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зону скважины до появления нефтяного газа (примерно 40-48 ч). Затем возобновляют закачку вытесняющего агента, при этом производят вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной. Осуществляют вакуумирование зоны затрубного пространства добывающей скважины при ее непрерывной работе. При резком увеличении дебита по нефти процесс вакуумирования прекращают.

В результате вакуумирования нагнетательной скважины, во-первых, происходит удаление газовых пузырьков из пор и трещин непромытой зоны пласта, в связи с чем улучшается фильтрационная способность пористой среды для вытесняющего агента, во-вторых, пузырьки газа, будучи малорастворимыми в воде, при попадании в сильно проницаемые зоны способствуют снижению их проницаемости, выравниванию фронта вытесняющего агента, в результате этих процессов происходит лучшее вымывание нефтенасыщенных участков пласта.

Вакуумированием добывающей скважины очищают поры пласта от газа, улучшая фильтрационную способность пористой среды по нефти, и одновременной закачкой вытесняющего агента в нагнетательную скважину создают высокие градиенты давления на фронте движущегося вала воды, что приводит к увеличению притока нефти к забою скважины.

Все эти процессы: улучшение фильтрационных свойств пористой среды для вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения, создание высоких градиентов давления на фронте движущегося вала воды, повышение фильтрационной способности нефтенасыщенной части пласта для нефти в значительной степени способствуют повышению нефтеотдачи пласта.

П р и м е р. Способ был испытан в промысловых условиях на 3 площадях (Южная, Зап. -Лениногорская, Зеленогорская) Ромашкинского месторождения. На площади выбрали нагнетательную скважину (N 2670) и находящиеся с ней во взаимовлиянии добывающие скважины (N 22655 и N 22654). Нагнетательную скважину остановили на 2 сут. За это время уровень жидкости в скважине установился на 10 м ниже устья скважины. Подсоединили вакуум-насос типа 80-SZO-244 (технические характеристики насоса: скорость всасывания газа 180 м³/ч; максимальное давление разрежения 10,135 МПа; потребляемая мощность от промысловой сети 11 кВт) к выкидной линии нагнетательной скважины и пустили насос в работу. До появления нефтяного газа насос работал 44 ч. После отсоединения насоса скважину до устья заполнили водой и затем пустили под закачку. Затем приступили к вакуумированию добывающих скважин путем подсоединения вакуум-насоса к затрубью этих скважин. Процесс вакуумирования и отбор продукции происходит одновременно. Вакуумирование прекратили после повышения дебита по нефти через 38 ч.

В таблице приведены сравнительные данные по результатам фактической эксплуатации элемента по известному способу, т.е. при забойном давлении ниже давления насыщения (прототип), и по предлагаемому способу.

Из таблицы следует, что предлагаемый способ позволяет повысить среднесуточный дебит нефти примерно в 2-2,5 раза по сравнению с прототипом, при этом продолжительность эффективного действия составляет 5-10 месяцев.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи складывается за счет повышения добычи нефти и продолжительности эффективного действия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации вытеснения нефти из нефтяных пластов, и может быть использовано для разработки обводненных и необводненных залежей. Сущность заключается в том, что после закачки вытесняющего агента нагнетательную скважину останавливают, осуществляют выдержку до установления статического уровня жидкости, вакуумируют зону скважины до появления нефтяного газа. Затем возобновляют закачку вытесняющего агента. При этом производят вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной. 1 табл.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины, периодическое воздействие на призабойную зону скважины резким снижением давления, отличающийся тем, что после закачки вытесняющего агента нагнеательную скважину останавливают, осуществляют выдержку до установления статического уровня жидкости, затем производят вакуумирование этой скважины до появления нефтяного газа с последующим возобновлением закачки вытесняющего агента, при этом одновременно с отбором продукции осуществляют вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, путем подсоединения вакуум-насоса к затрубному пространству этих скважин.