СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СОВМЕСТНО ЗАЛЕГАЮЩИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГИДРОМИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при разработке совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья.

Известен способ разработки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, включающий одновременно-раздельный отбор посредством эксплуатационных скважин газа, нефти и воды соответственно из газовой, нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь газа и/или воды посредством нагнетательных скважин [1].

Недостатком известного способа является невозможность осуществления одновременной добычи нефти и гидроминерального сырья и закачки отработанной воды в одной скважине из-за быстрого разубоживания гидроминерального сырья, а также невозможности использования существующих на нефтяных промыслах скважин для одновременной добычи воды и нефти из-за малого диаметра их обсадных колонн (5-6'').

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и с высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта, в котором для снижения обводненности добываемой продукции после обводнения высокопроницаемых коллекторов в подошвенной части пласта осуществляют закачку воды в пределах залежи в подошвенную часть пласта, а в законтурной области - по всему разрезу, причем пластовые флюиды отбирают через добывающие скважины, перфорированные только в кровельной части пласта [2].

Недостатком способа является значительное удорожание добычи нефти и гидроминерального сырья (пластовой воды), т.к. закачка отработанных вод в приконтурную часть месторождения при наличии активных приконтурных вод в пределах месторождения требует значительных энергетических затрат. Кроме того, чередование нагнетательных, водо- и нефтедобывающих скважин будет способствовать не только быстрому обводнению продукции нефтяных скважин, но и разубоживанию гидроминерального сырья.

В изобретении решается задача удешевления процесса добычи нефти и гидроминерального сырья, уменьшение обводненности продукции нефтедобывающих скважин и предотвращение разубоживания гидроминерального сырья.

Задача решается тем, что в способе разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, согласно изобретению, добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.

Признаками изобретения являются:
1. закачка воды через нагнетательные скважины;
2. отбор пластовых флюидов через добывающие скважины;
3. добыча гидроминерального сырья с максимальными дебитами;
4. то же из скважин, расположенных за контуром нефтеносности;
5. то же, перфорированных по всей мощности пласта;
6. закачка воды в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения;
7. использование в качестве воды отработанной воды.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

В результате отбора подземных вод из законтурной части происходит снижение пьезометрических уровней и водонефтяного контакта в нефтедобывающих скважинах и значительно снижается влияние законтурных вод из-за наличия в законтурной зоне скважин для добычи подземных вод. Для предотвращения разубоживания гидроминерального сырья, нагнетание отработанной воды производят в скважины, расположенные на расстоянии от эксплуатационных вододобывающих скважин, определяемом по формуле
L = (Q•t/π•m•n•η)^1/2, (1)
где L - расстояние между эксплуатационными вододобывающими и нагнетательными скважинами, м;
Q - дебит вододобывающей скважины, м³/сут;
t - расчетный срок эксплуатации водозабора, сут;
m - мощность (толщина) водоприемных пород, м;
n - пористость, доли ед.;
η - коэффициент охвата, доли. ед.

Добычу гидроминерального сырья осуществляют с максимальными дебитами. Однако максимальные дебиты вододобывающих скважин не должны вызывать понижение уровня и, соответственно, давления в эксплуатационных нефтедобывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом. Величину понижения уровня определяют по формуле, приведенной в работе [3]:
S = (0,183 Q/km)lg a t/r²,
где S - понижение уровня, м;
Q - дебит эксплуатационной вододобывающей скважины, м³/сут;
k - коэффициент фильтрации породы, м/сут;
m - мощность (толщина) пласта, м;
a - коэффициент пьезопроводности, м²/сут;
t - время работы эксплуатационной вододобывающей скважины, сут;
r - расстояние до точки, в которой определяют понижение уровня, по неравенству - R>r>r_скв,
где r_скв - радиус скважины, м;
R - радиус влияния скважины, равный R = 1,5 (a t)^1/2, м;
На разрабатываемых нефтяных месторождениях пьезометрическая поверхность имеет минимальные значения напоров в центре нефтяного месторождения, увеличиваясь к периферийным частям, и достигает максимума в законтурной области. При расположении вододобывающих скважин в приконтурной зоне откачка воды гидродинамически выгодна, т. к. уровень подземных вод намного выше, чем в центре месторождения, что значительно снижает энергетические затраты на добычу воды. Расположение нагнетательных скважин в центре нефтяной залежи также гидродинамически оправдано, т.к. уровень подземных вод здесь низкий, а следовательно, и давление нагнетания будет минимальным. В этом заключается отличие предлагаемого способа от известных способов разработки.

На чертеже показана общая схема, по которой реализуется предлагаемый способ. На разрабатываемом нефтяном месторождении с активными законтурными водами производят подсчет запасов на наличие вод в необходимом количестве и целесообразность эксплуатации месторождения. Начинают добычу гидроминерального сырья с кондиционным содержанием полезных компонентов, например, йода и/или брома, на базе которых может быть создано промышленное производство. В законтурной зоне месторождения из числа обводнившихся скважин 1 производят добычу подземных вод, используемых в качестве гидроминерального сырья, по всей мощности горизонта эксплуатационными скважинами, перфорированными на всю толщину пласта. В центральной части месторождения выбирают необходимое количество водонагнетательных скважин 2 под закачку отработанного гидроминерального сырья в нефтеносный интервал. Остальные скважины 3 используют в качестве нефтедобывающих. В результате работы такого водозабора происходит деформация пьезометрической поверхности от начального положения 4 до текущего 5, причем текущая пьезометрическая поверхность 5 снижается, а вместе с ней снижается первоначальный водонефтяной контакт от начального положения 6 до положения текущего водонефтяного контакта 7. По мере истощения запасов нефти нефтедобывающие скважины 3 последовательно могут обводняться со стороны контура пластовой водой, а со стороны закачки - отработанной. Способ может быть использован как по всему месторождению, так и на отдельных участках.

Пример конкретного выполнения
Нефтегазовую залежь разрабатывают в течение 30 лет и разбуривают сетью скважин (около 500 ед.). В законтурной зоне часть скважин обводнена. В пределах контура часть скважин находится в обводнении на пределе рентабильности. Технико-экономическими расчетами доказана рентабельность добычи 40 тыс. м³/сут подземных вод, используемых в качестве гидроминерального сырья, с дебитом одной скважины 500 м³/сут и закачки отработанной воды с расходом 1000 м³/сут.

Проведенный анализ движения подземных вод показал незначительную скорость латерального движения - 10 см в год, которое в расчетах не учитывают.

Добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта.

Расстояние нагнетательных от эксплуатационных вододобывающих скважин определяют по формуле (1).

Исходные данные для расчета:
Q = 1000 м³/сут;
t = 10000 сут;
m = 10 м;
n=0,2;
η = 0,5.

Находят расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами L = (1000•10000/3,14•10•0,2•0,5)^1/2 = 1800 м.

Месторождение разбурено сеткой 300 x 300 м, т.е. в промежутке между нагнетательными и эксплуатационными водяными скважинами будет находиться 6 нефтедобывающих скважин.

Действие откачки будет распространяться во все стороны пласта, а ее радиус будет равняться R = 1,5 (a t)^1/2.

Определяют радиус влияния откачки за определенные промежутки времени. На месторождении коэффициент пьезопроводности равен 1•10⁵ м²/сут.

t, сут 300 3500 7000 10000
R,м 8200 28000 39000 47000
Таким образом, уже через год влияние закачки будет сказываться на все нефтедобывающие скважины.

Определяют понижение уровня и степень влияния откачки на каждую из нефтедобывающих скважин через определенные промежутки времени по формуле (2).

Q = 500 м³/сут; K = 0,5 м/сут; a = 1•10⁵ м²/сут.

S = (0,183•500/0,5•10)lg 2,25•10⁵•300/ (3•10³)² = 16,01 м.

Результаты расчета понижения уровня в метрах приведены в таблицы.

При эксплуатации вододобывающих скважин в течение первого и последнего года (t = 300 и 10000 суток) понижение уровня составит S = 24 и 52 м соответственно (последняя графа таблицы). Закачку воды после извлечения из нее минерального сырья осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.

Данное предложение позволяет использовать существующий фонд скважин для одновременной добычи гидроминерального сырья и нефти. Предложенная система расположения нагнетательных и вододобывающих скважин позволяет уменьшить энергетические затраты на добычу гидроминерального сырья и закачку отработанной воды. Кроме того, происходит уменьшение влияния законтурных и подошвенных вод на нефтедобывающие скважины, что приводит к уменьшению обводненности нефти.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Авторское свидетельство СССР N 822595.

2. Авторское свидетельство СССР N 1332918.

3. Б.В.Боревский, Б.Г.Самсонов, Л.С.Язвин. "Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки", М., "Недра", 1973, с 33.

Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при разработке совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья. Обеспечивает удешевление добычи нефти и гидроминерального сырья, уменьшение обводненности продукции и предотвращение разубоживания сырья. Сущность изобретения: закачивают воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины. Добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта. Закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения. 1 ил., 1 табл.

Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.