СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩЕЙСЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности.

Известны методы разработки нефтяных залежей с циклическим воздействием на пласт для повышения нефтеотдачи путем изменения давления на забое добывающих или нагнетательных скважин.

Недостатком методов является низкий эффект по снижению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи пласта.

Целью изобретения является устранение отмеченных недостатков, т.е. повышение эффективности.

Цель достигается тем, что нефтяную залежь разбивают на группы взаимодействующих скважин и каждую скважину в группе эксплуатируют в периодическом трехэтапном режиме с подачей добываемой жидкости на первом этапе в систему нефтегазосбора, а на втором этапе в другие скважины группы, и на третьем этапе скважину останавливают и в нее подают жидкость из других скважин группы.

Группа включает две и более скважин. Скважины могут эксплуатироваться как фонтанным, так и механизированным способами.

На фиг. 1 изображена группа взаимодействующих скважин 1 и 2, пробуренных на обводненную залежь 3. Скважины оснащены лифтовыми колоннами 4, арматурой с задвижками 5, 6, 7, 8, 9, 10 и выкидными линиями 11 и 12 с задвижками 16 и 17. Выкидные линии сообщены между собой трубопроводом 15 с задвижками 16 и 17 и с сепарирующе-отсекающим узлом 18. Жидкость и газ из скважин подаются на пункт подготовки по сборному коллектору 19.

На фиг. 2 изображена зависимость изменения забойного давления (Р_заб.) во времени (τ).

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину 1 (фиг. 1) пускают в работу при открытых задвижках 6, 7 и 13. Задвижки 5 и 16 при этом закрыты. Скважина 1 добывает обводненную нефть из пласта 3. Добываемая жидкость вместе с газом поднимается по лифтовой колонне 4 и по выкидной линии 11 и сборному коллектору 19 направляется на пункт подготовки. В момент пуска скважины в работу (t₁ на фиг. 2) давление на ее забое понижается до P_заб.min и устанавливается на значении, определяемом по известным зависимостям депрессии на пласт от коэффициента продуктивности и дебита скважины.

В момент τ₂ (фиг. 2) задвижки 16 и 17 открывают, а задвижку 13 закрывают и жидкость по трубопроводу 15 подают в предварительно остановленную скважину 2, у которой задвижки 8 и 9 открыты, а задвижки 10 и 14 закрыты. Перекачиваемая жидкость сепарируется от газа в сепарирующе-отсекающем узле 18, откуда газ направляется в сборный коллектор 19. После определенного расчетного периода работы группы скважин в таком режиме задвижки 16 и 17 закрывают, а задвижки 13 и 14 открывают и скважину 2 пускают в работу. Из этой скважины жидкость с газом по выкидной линии 12 и коллектору 19 поступает на пункт подготовки. В это же время добываемая скважиной 1 жидкость также подается на пункт подготовки.

В момент времени τ₃ скважину 1 останавливают, задвижки 16 и 17 открывают, а задвижки 13 и 14 закрывают. В скважину 1 начинает поступать дегазированная в сепараторе 18 жидкость из скважины 2. Давление на забое скважины 1 начинает расти до P_заб.max как вследствие повышения уровня жидкости, так и из-за создания избыточного давления на устье скважины. Поступающая в скважину 1 жидкость разделяется на нефть и воду. Нефть накапливается в верхней части скважины, а вода фильтруется через формирующийся столб нефти и поглощается пластом 3.

В момент времени τ₄ скважину 1 пускают в работу и эксплуатируют в описанной последовательности. Аналогично эксплуатируют и другие скважины группы.

В результате осуществления способа достигается положительный эффект из четырех составляющих: эффект от повышения нефтеотдачи пласта, эффект от поддержания пластового давления в залежи, эффект от изоляции водопритоков в скважину и эффект от уменьшения объемов пластовой воды, поступающей на пункт подготовки.

Эффект от повышения нефтеотдачи пласта обусловлен в основном циклическим изменением давления на забое скважин. По сравнению с известными технологиями циклического воздействия на пласт эффективность заявляемого способа будет выше. Один из главных параметров технологий циклического воздействия на пласт разность возникающих на забое скважины давлений (амплитуда воздействия) в известных способах составляет P_заб.max P_пл. или P_пл. - P_заб.min. В заявляемом способе амплитуда воздействия равна сумме указанных величин (фиг. 2), что повышает коэффициент нефтеотдачи. Дополнительно к указанному нефтеотдача увеличивается вследствие известных эффектов из-за небольших расстояний между возмущающими и реагирующими скважинами и из-за изменения фильтрационных потоков в пласте при смене добывающего режима работы скважины на поглощающий. Для обеспечения оптимальной продолжительности цикла (τ₁-τ₄) при ограничениях работы скважины в поглощающем режиме (τ₃-τ₄) время работы ее в добывающем режиме (τ₁-τ₃) увеличивают.

Обратная закачка в пласт части добываемой пластовой воды обусловливает эффект поддержания пластового давления и снижает расходы по транспорту, подготовке и захоронению этой воды на пункте подготовки. Для обеспечения указанных эффектов на залежах с неоднородными коллекторами при различающейся приемистости скважин возможны различные комбинации объединения скважин в группе. Если, например, в качестве скважины 1 (фиг. 2) использовать скважину с высоким коэффициентом продуктивности (приемистости), то в качестве скважины 2 целесообразно включить в группу две или более низкопродуктивные скважин.

Эффект от изоляции водопритоков в скважину при реализации заявляемого способа достигается при закачке в пласт нефти. Закачиваемая вместе с водой нефть попадает в водопроводящие каналы и закупоривает их. Закачка нефти в пласт может быть осуществлена увеличением скорости нисходящего потока воды, при которой капли нефти будут увлекаться потоком в пласт, или накоплением нефти до полного заполнения ею скважины. В обоих случаях в водопроводящие каналы пласта будет поступать вязкая нефть с асфальтенами, смолами, парафинами и механическими примесями. Таким составом представлены нижние слои отстаивающегося в скважине столба нефти, и именно такой состав даст высокий эффект по закупорке водопроводящих каналов.

Способ рекомендуется для преимущественного применения на нефтяных месторождениях с неоднородными коллекторами при низких и средних дебиторах скважин и высокой обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает периодическую работу скважин. Для реализации способа на нефтяной залежи ее разбивают на группы взаимодействующих скважин и каждую скважину в группе эксплуатируют в периодическом трехэтапном режиме с подачей добываемой жидкости на первом этапе в систему нефтегазосбора, на втором этапе - в другие скважины группы, а на третьем этапе скважину останавливают и в нее подают жидкость из других скважин группы. 2 ил.

Способ эксплуатации обводняющейся нефтяной залежи, включающий разбивку залежи на группы взаимодействующих скважин и эксплуатацию каждой скважины в группе в периодическом режиме, отличающийся тем, что эксплуатацию каждой скважины в группе осуществляют в периодическом трехэтапном режиме, при этом на первом этапе производят откачку добываемой жидкости в систему нефтегазосбора, на втором этапе в другие скважины группы, а на третьем этапе скважину останавливают и в нее закачивают жидкость из других скважин группы.