ЦИКЛИЧЕСКИЙ СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки газонефтеводяной залежи, начиная с любого периода добычи углеводородов, причем наибольший эффект достигается в случае применения с начальной стадии разработки месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины при остановленной работе добывающих скважин с последующим пуском их в работу после остановки нагнетательных скважин [1].

Длительность такого цикла составляет 45 суток: 15 суток - закачка при остановленных добывающих скважинах и 30 суток - работа добывающего фонда без закачки.

Недостатком известного способа является то, что он не позволяет извлекать нефть из низкопроницаемых коллекторов и тупиковых зон, что снижает его эффективность.

Известен также циклический способ разработки нефтяной залежи, преимущественно в период падающей добычи [2], выбранный в качестве прототипа заявленного способа. Каждый цикл такого способа состоит из трех этапов, в первом из которых осуществляют многократное, интенсивное импульсное нагнетание воды в нефтеносный пласт-коллектор при остановленных добывающих скважинах, во втором этапе производят отбор продукции при остановленных нагнетательных скважинах, а в третьем этапе действуют одновременно и добывающие, и нагнетательные скважины.

Недостатком прототипа является то, что положительный эффект этого способа по дебиту нефти и по снижению ее обводненности достигается ценой большого расформирования залежи нефти. Это расформирование является следствием двух причин, первой из которых является превышение в каждом цикле начального пластового давления на 15-30% за счет многократной интенсивной закачки воды, объем которой превышает объем добываемой жидкости каждого цикла, что усугубляется последующей выдержкой во времени перед добычей продукции для выравнивания давления по площади залежи. Второй причиной является наличие в цикле третьего этапа, который является традиционным способом добычи нефти с одновременной работой добывающих и нагнетательных скважин, и во время работы которых образуются локализованные, неуправляемые потоки нагнетаемой воды, в том числе и за пределы залежи, уносящие с собой нефть. Это в большей мере свойственно анизотропным коллекторам, наличию в их объеме трещин, суперколлекторов, то есть слоев с повышенной проницаемостью как по воде, так и по нефти.

Фактическое расформирование залежей, на которых испытывался известный способ, видно из приведенной в описании этого способа таблицы с фактическими показателями разработки участков залежей трех месторождений нефти. Во всех случаях этих разработок имеется огромное превышение закачанной воды (пункт 8 таблицы) над количеством добытой жидкости (пункт 3 таблицы), что и свидетельствует о расформировании этих залежей. Так как эта разница в объемах жидкостей при не имеющих физических ограничений (герметичных стенок) в пористом участке коллектора не может быть локализована, то по закону сообщающихся сосудов этот избыток жидкости вместе с нефтью выйдет за пределы этих участков, в том числе и в зону с подошвенной водой, и в зону газовой шапки, поскольку они, как правило, сопутствуют нефтяной залежи. Анализ базовых показателей той же таблицы, относящихся только к традиционному способу добычи нефти, также показывает аналогичный результат - расформирование этих залежей нефти на всех трех участках, что говорит о нецелесообразности совмещения третьего этапа с первыми двумя.

Технической задачей изобретения является повышение экономической эффективности разработки залежей углеводородов и предотвращение расформирования залежей нефти.

Поставленная цель достигается совокупностью улучшения двух сторон процесса добычи: энергетического режима эксплуатации и реализацией предлагаемого режима эксплуатации.

Для этого в циклическом способе разработки газонефтеводяной залежи, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии (РИПЭ), в котором извлекают продукт добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии (РИНЭ), в котором в продуктивный пласт-коллектор нагнетательными скважинами закачивают воду, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, и, согласно изобретению, извлечение продукции в РИПЭ производят с заданной степенью ее обводненности в каждом цикле в течение периодов до начала уменьшения заданного дебита нефти.

При этом РИПЭ осуществляют с заданным газовым фактором и одновременно с добычей нефти добывают газ и конденсат.

Кроме того, в РИНЭ восстанавливают пластовую энергию коллектора нагнетанием в него термохимически подготовленной воды в количестве, соответствующем объему добытой из него жидкости при температуре выше пластовой, а также нагнетанием в зону газовой шапки газа при температуре выше пластовой, причем в РИНЭ нагнетание термохимически подготовленной воды в коллектор производят с объемной скоростью не ниже дебита жидкости в РИПЭ, но ниже, приводящей к гидроразрыву пластов.

Кроме того, в РИПЭ производят раздельный отбор фракций углеводородов из различных зон коллектора с помощью создания наклоненных в нем скважин, имеющих псевдогоризонтальный ствол (ПГС), в который продлевают до его конца обсадную колонну, которую выполняют секционной внутри в зоне ПГС.

При этом всю обсадную колонну снаружи цементируют и перфорируют ее в зоне ПГС, а секции внутри обсадной колонны в зоне ПГС создают в основном путем размещения внутри нее двух соосных труб с отверстиями и пакеров, причем труба большего диаметра короче трубы меньшего диаметра в зоне ПГС, между обсадной колонной и трубой большего диаметра устанавливают гидравлический якорь и пакер, после чего в этой трубе выполняют отверстия, а на конце трубы размещают сужающийся патрубок; трубу меньшего диаметра крепят гидравлическим якорем в трубе большего диаметра, по окончании которой у трубы меньшего диаметра пакером отделяют часть этой трубы, в которой создают отверстия, а конец ее перекрывают конусообразной заглушкой; внутрь трубы меньшего диаметра до отверстий в ней вводят нагреватель, причем соосность труб в обсадной колонне в зоне ПГС дополнительно обеспечивают путем установки опорных колец, имеющих направляющие конусообразные отверстия для прохода труб и отверстия для прохода жидкостей.

Соответственно, в РИНЭ нагнетание термохимически подготовленной воды в нефтяной коллектор и нагнетание в зону газовой шапки газа осуществляют тоже раздельно с помощью скважин, оборудованных секционными колоннами в зоне ПГС, аналогично секционным колоннам добывающих скважин для РИПЭ в зоне ПГС.

Циклический режим в заявленном способе состоит только из циклов с режимом истощения пластовой энергии, в котором ведут лишь добычу продукции, и с режимом искусственного нагнетания энергии, в котором ведут лишь восполнение количества вещества и энергии в коллекторе. Это восполнение осуществляют нагнетанием термохимически подготовленной воды в нефтяную и водонефтяную зоны коллектора, а также горячего газа в зону газовой шапки. У всех этих энергоносителей, вводимых в коллектор (термохимически подготовленной воды и горячего газа), температуру поднимают дополнительно перед поступлением в коллектор до величины выше пластовой. При этом не допускают превышения объемов закачки этой воды над объемами добываемых жидкостей.

Усиление РИПЭ каждого цикла достигают за счет получения продукции с заданной степенью ее обводненности подошвенной водой в течение периодов времени до начала снижения заданного дебита нефти. Заданную степень обводненности продукции достигают величиной депрессии на пласт, превышающей критическую, соответствующую добыче безводной нефти, чем достигают повышенного дебита нефти, что до определенных величин обводненности ее экономически эффективно, рентабельно.

Так, согласно работе [3], стр.164-170, рис.3.12, максимальный дебит нефти при заданной степени обводненности продукции, например при 30-95%, не снижается в течение времени, равного 0,8 года, за счет чего коэффициент извлечения нефти (КИН) в этих случаях намного превышает за этот же срок КИН практически безводной нефти (1% обводненности) - рис.3.11 [3]. Поэтому выбранный подобным образом период времени для разработки этого и других участков любого месторождения будет оптимальным сроком для осуществления РИПЭ каждого цикла, после чего следует осуществлять РИНЭ. Различия в КИН при повышении заданной степени обводненности продукции весьма существенны по сравнению с КИН для 1% обводненности в случае непрерывного РИПЭ, а при циклическом проведении РИПЭ в сочетании с периодическим РИНЭ этот положительный эффект будет накапливаться. При этом период осуществления РИНЭ может быть равным или короче, чем период РИПЭ, но объемная скорость закачки воды в коллектор не должна приводить к гидроразрыву пластов.

Усиление эффективности процесса в РИПЭ достигают также за счет применения режима добычи нефти с заданным газовым фактором. При этом одновременно с нефтью добывают фракцию газоконденсата и газа, что само по себе экономически выгодно, так как не надо для добычи этой фракции строить отдельную скважину.

Усиление эффективности процесса добычи продукции состоит и в том, что используют раздельную добычу фракций углеводородов из различных зон коллектора по вертикали, что позволяет создавать большие депрессии для их отбора по сравнению с совместным отбором этих фракций.

Подобно раздельной добыче углеводородов в РИПЭ, также и в РИНЭ раздельно возвращают энергию и восполняют количество вещества в этих зонах так, что газ нагнетают лишь в зону газовой шапки, а термохимически подготовленную воду - в нижележащий коллектор с нефтью.

От расформирования залежи нефти, кроме вышерассмотренных действий, частично предотвращает газовая воронка, образующаяся в РИПЭ, поскольку в РИНЭ она будет служить в качестве «депо» для нефти, препятствуя ее уходу за пределы разрабатываемого участка, что дополнительно оправдывает применение режима с заданным газовым фактором - воронка больше. Этот эффект усиливается, так как в заявленном способе применяют наклоненные в коллекторе, псевдогоризонтальные стволы (ПГС) в скважинах для РИПЭ и для РИНЭ.

Применение таких скважин в РИПЭ приводит уже не к воронке, а к оврагообразованию над добывающей скважиной, работающей в режиме с заданным газовым фактором, что еще лучше предохраняет залежь нефти от расформирования.

Реализацию преимуществ заявленного изобретения достигают и усиливают конструктивным оформлением скважин с ПГС - см. чертеж, а именно тем, что внутрь ПГС продлевают обсадную колонну, при этом снаружи цементируют всю обсадную колонну, а перфорируют лишь часть обсадной колонны, расположенную вдоль ПГС как у добывающих, так и у нагнетательных скважин. Этим достигают возможность уменьшения влияния анизотропных свойств коллектора на процесс добычи, так как рассредоточенная перфорация удлиненных скважин усиливает равномерность воздействия на коллектор и не допускает образования укрупненных локальных потоков воды, свойственных работе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, а также скважинам с ПГС, но без обсадной колонны в нем, следовательно, низкоэффективных по КИН и приводящих к быстрой нерентабельной обводненности продукции нагнетаемой водой.

Предлагаемую раздельную добычу фракций и раздельное нагнетание энергоносителей осуществляют с помощью секционного внутреннего обустройства части обсадной колонны, размещенной в ПГС, как показано на чертеже.

Часть обсадной колонны 1, зацементированная и перфорированная, пакерами 2 и 3 разделена на три секции, сообщающиеся с кольцевыми полостями, образованными с помощью двух соосных, входящих одна в другую труб: трубы 4 и меньшей ее по диаметру, но большей по длине трубы 5. Обе эти трубы введены в обсадную колонну 1 от устья скважины.

Длиной соответствующей секции обсадной колонны 1, числом, размером и расположением отверстий, а также величиной депрессии в каждой секции добывающих скважин и величиной репрессии в каждой секции нагнетательных скважин ведут двойное управление потоками жидкостей в РИПЭ и в период РИНЭ.

Соосность обсадной колонны 1 и соосных труб 4, 5 поддерживают с помощью опорных колец 6, 7 и 8, имеющих направляющее конусообразное отверстие, облегчающее сборку всей конструкции, и отверстия для прохода жидкостей или газов. В торце обсадной колонны 1 оставляют цементную пробку 9. Чтобы эта пробка 9 не разрушалась при нагнетании энергоносителя и во время ремонтных работ, конец трубы 5 снабжают конусообразной заглушкой 10, что облегчает также и сборку конструкции, а отверстия 11 для входа в эту трубу жидкостей или выхода их из нее располагают выше конусообразной заглушки 10. Между обсадной колонной и трубами 4 и 5 до пакеров устанавливают гидравлические якори 12 и 13, предотвращающие несанкционированное перемещение труб 4, 5 вдоль оси. Труба 4 имеет отверстия 14 для прохода жидкостей между этой трубой и трубой 5. Конусообразный патрубок конца трубы 4 также облегчает сборку конструкции из этих труб.

Внутри трубы 5 до отверстий в ней размещен нагреватель 15, с помощью которого повышают температуру в фракции с подошвенной водой, чем увеличивают выделение из нее газов и паров, что облегчает подъем этой фракции к устью. В процессе этого подъема через поверхность трубы 5 ведут нагрев другой фракции, с большим содержанием нефти, вызывая или поддерживая газлифтный режим у нее. А по кольцевой полости, между обсадной трубой и трубой 4 производят отбор газа и конденсата.

Кроме того, такой нагрев фракций препятствует выделению парафина и образованию гидратов нефти и осаждению их на стенках не только этих труб, но и на трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти до очистных заводов.

В нагнетательной колонне подогревом термохимически подготовленной воды изнутри трубы 5 компенсируют потерю ее температуры и температуры жидкости и газа при прохождении через верхние слои от устья скважины в других секциях, чем также предотвращают выделение парафина и гидратов из нефти, но уже в порах коллектора, а также предотвращают повышение вязкости нефти (что было бы при смешении ее с остывшей водой) и, наоборот, дополнительно обеспечивают подъем пластовой энергии.

Источники информации

1. Цыпкова О.Э. и др. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1993, с.158.

2. RU 2176312 С2.

3. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., РАН ИПНГ, 2004 г.

Изобретение относится к способам разработки газонефтеводяных залежей, начиная с любого периода добычи углеводородов. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти и предотвращает расформирование ее залежи. Сущность изобретения: по циклическому способу разработки каждый цикл состоит из режима истощения пластовой энергии, в котором извлекают продукт добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии, в котором в продуктивный пласт закачивают воду нагнетательными скважинами, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию. Согласно изобретению извлечение продукции в режиме истощения пластовой энергии производят с заданной степенью ее обводненности в каждом цикле - 30-95% и, конкретно, с такой, которую достигают величиной депрессии на пласт, превышающей критическую, соответствующую добыче безводной нефти, а также в течение периодов до начала уменьшения дебита нефти. При этом период осуществления режима искусственного нагнетания энергии принимают равным или короче периода режима истощения пластовой энергии, не допуская превышения объемов закачки воды над объемами добываемой жидкости и объемной скорости закачки воды в продуктивный пласт, приводящей к его гидроразрыву. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Циклический способ разработки газонефтеводяной залежи, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии, в котором извлекают продукт добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии, в котором в продуктивный пласт закачивают воду нагнетательными скважинами, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, отличающийся тем, что извлечение продукции в режиме истощения пластовой энергии производят с заданной степенью ее обводненности в каждом цикле - 30-95% и, конкретно, с такой, которую достигают величиной депрессии на пласт, превышающей критическую, соответствующую добыче безводной нефти, а также в течение периодов до начала уменьшения дебита нефти, при этом период осуществления режима искусственного нагнетания энергии принимают равным или короче периода режима истощения пластовой энергии, не допуская превышения объемов закачки воды над объемами добываемой жидкости и объемной скорости закачки воды в продуктивный пласт, приводящей к его гидроразрыву.2. Циклический способ по п.1, отличающийся тем, что режим истощения пластовой энергии осуществляют с заданным газовым фактором и одновременно с добычей нефти добывают газ и конденсат.3. Циклический способ по п.2, отличающийся тем, что в режиме искусственного нагнетания энергии восстанавливают пластовую энергию коллектора нагнетанием в него термохимически подготовленной воды в количестве, соответствующем объему добытой из него жидкости при температуре выше пластовой, а также нагнетанием в зону газовой шапки газа при температуре выше пластовой.4. Циклический способ по п.3, отличающийся тем, что в режиме истощения пластовой энергии производят раздельный отбор фракций углеводородов из различных зон коллектора с помощью создания наклоненных в нем скважин, имеющих псевдогоризонтальный ствол, в который продлевают до его конца обсадную колонну, которую выполняют секционной внутри в зоне псевдогоризонтального ствола.5. Циклический способ по п.4, отличающийся тем, что всю обсадную колонну снаружи цементируют и перфорируют ее в зоне псевдогоризонтального ствола; секции внутри обсадной колонны в зоне псевдогоризонтального ствола создают путем размещения внутри нее двух соосных труб, при этом труба большего диаметра короче трубы меньшего диаметра в зоне псевдогоризонтального ствола, между обсадной колонной и трубой большего диаметра устанавливают гидравлический якорь и пакер, после чего в этой трубе выполняют отверстия, а на конце трубы размещают сужающийся патрубок; трубу меньшего диаметра крепят гидравлическим якорем в трубе большего диаметра, по окончании которой у трубы меньшего диаметра пакером отделяют часть этой трубы, в которой создают отверстия, а конец ее перекрывают конусообразной заглушкой; внутрь трубы меньшего диаметра до отверстий в ней вводят нагреватель; причем соосность труб в обсадной колонне в зоне пседогоризонтального ствола дополнительно обеспечивают путем установки опорных колец, имеющих направляющие конусообразные отверстия для прохода труб и дополнительные отверстия для прохода жидкостей, а на конце обсадной колонны устанавливают конусообразный патрубок.6. Циклический способ по п.5, отличающийся тем, что в режиме искусственного нагнетания энергии нагнетание в нефтяной коллектор термохимически подготовленной воды и нагнетание в зону газовой шапки горячего газа осуществляют раздельно с помощью скважин, оборудованных секционными колоннами в зоне псевдогоризонтального ствола, аналогично секционным колоннам добывающих скважин для режима истощения пластовой энергии в зоне псевдогоризонтального ствола.