СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2007 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий разбуривание месторождения сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции. Особенностью способа является то, что время цикла закачки кустовой насосной станцией задают из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышало давления в малопроницаемой зоне пласта, при этом в период прекращения закачки воды полости разводящих трубопроводов разобщают (патент РФ №2142556, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999.12.10).

Способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением. Однако за счет разобщения полостей разводящих трубопроводов способ не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления на 20-25% от начального, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме - 10-20 сут. закачка, 10-20 сут. остановка (патент РФ №2061179, кл. Е21В 43/20, опубл. 1996.05.27 - прототип).

Известный способ за счет снижения пластового давления не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, т.к. весь закачанный рабочий агент поглощается пластом, что не дает возможности перераспределять объемы закачанного рабочего агента и очищать призабойные зоны нагнетательных скважин за счет излива.

В изобретении решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению, нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые и группируют попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из одной скважины в другую, при циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины в первом полуцикле закачивают рабочий агент через низкоприемистую нагнетательную скважину при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины, во втором полуцикле закачивают рабочий агент через высокоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине, а после выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине останавливают закачку рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через добывающие скважины;

2. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме;

3. группирование по приемистости нагнетательных скважин на высокоприемистые и низкоприемистые;

4. группирование попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины;

5. сообщение между собой всех нагнетательных скважин гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину;

6. при циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины в первом полуцикле закачивание рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины;

7. во втором полуцикле закачка рабочего агента через высокоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине;

8. после выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине остановка закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Применяемые в настоящее время в системе поддержания пластового давления рабочие агенты, как правило, представляют собой сточные (попутные) воды, добытые с нефтью через добывающие скважины. Такие рабочие агенты несут с собой остатки нефти, смол, парафинов, механических частиц и других продуктов. При закачке рабочего агента в пласт через нагнетательные скважины происходит накопление в призабойной зоне нагнетательной скважины загрязнений, кольматирующих поры коллектора и снижающих приемистость скважины. Для очистки призабойной зоны нагнетательной скважины наиболее дешевым и одним из самых эффективных является излив закачанной жидкости из скважины после прекращения закачки рабочего агента. В предложенном способе решается задача очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива. Кроме того, решается задача обеспечения взаимодействия нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и выравнивания объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые. Для этого определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин. Скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым. Скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым. Кроме того, нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину.

В первом полуцикле при циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины закачивают рабочий агент через низкоприемистую нагнетательную скважину при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины. При этом в пласте в районе низкоприемистой нагнетательной скважины повышается пластовое давление и создается избыточный объем рабочего агента. В пласте в районе высокоприемистой нагнетательной скважины пластовое давление снижается и создается дефицит рабочего агента. Забойное давление в низкоприемистой нагнетательной скважине увеличивается, а в высокоприемистой нагнетательной скважине уменьшается.

Во втором полуцикле закачивают рабочий агент через высокоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину. При этом по системе водоводов весь объем закачиваемого рабочего агента поступает через высокоприемистую нагнетательную скважину в район пласта с низким пластовым давлением и дефицитом рабочего агента. Кроме того, низкоприемистая нагнетательная скважина начинает работать на излив, поставляя рабочий агент из зоны пласта с высоким пластовым давлением и избытком рабочего агента через наземные водоводы в высокоприемистую нагнетательную скважину и через нее в район пласта с низким пластовым давлением и дефицитом рабочего агента. Излив из низкоприемистой нагнетательной скважины производится до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине. После выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине останавливают закачку рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину.

При остановке скважин в пласте в районе низкоприемистой скважины имеется повышенное пластовое давление. По сравнению с этим в районе высокоприемистой скважины имеется пониженное пластовое давление. После остановки скважин за счет разности пластовых давлений происходит интенсивный излив жидкости из призабойной зоны низкоприемистой нагнетательной скважины в водовод и в призабойную зону высокоприемистой нагнетательной скважины. Происходит перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивания объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи.

Далее циклы повторяют.

Продолжительность цикла закачки и остановки определяют исходя из свойств пласта. В большинстве случаев режим 10-20 сут. закачка, 10-20 сут. остановка, является оптимальным.

Призабойные зоны низкоприемистых скважин, работающих в паре с высокоприемистыми скважинами, в меньшей степени загрязняются. Межремонтный период для очистки призабойной зоны таких скважин в 3-4 раза больше, чем обычных скважин в тех же условиях. В то же время высокоприемистые скважины вследствие большего размера пор, большей проницаемости поглощают поступающие загрязнения. При этом сроки межремонтных периодов высокоприемистых скважин практически не меняются.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина 1100-1300 м, пластовое давление 11-14 МПа, пластовая температура 40°С, средняя толщина продуктивного пласта 3,4 м, пористость 11-18%, проницаемость (40-100)·10^-3 мкм², нефтенасыщенность 55-87%, вязкость нефти 18,7 мПа·с, плотность нефти 855,4 кг/м³, плотность пластовой воды 1165 кг/м³, вязкость пластовой воды 1,72 мПа·с, коэффициент извлечения нефти 0,440.

Залежь разрабатывают в течение 20 лет. Отбирают нефть через 200 добывающих скважин. Закачивают рабочий агент - сточную воду этой же залежи, через 60 нагнетательных скважин.

Среднеарифметическая приемистость нагнетательных скважин на залежи составляет 80 м³/сут. Нагнетательные скважины с приемистостью менее 80 м³/сут относят к низкоприемистым. Нагнетательные скважины с приемистостью более 80 м³/сут относят к высокоприемистым. Нагнетательные скважины группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Так, в пару объединяют высокоприемистую нагнетательную скважину №409 с приемистостью 132 м³/сут и расположенную поблизости нагнетательную скважину №389 с приемистостью 63 м³/сут. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов. Обеспечивают возможность перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. Это достигается отсутствием обратных клапанов на устьях нагнетательных скважин. Циклическую закачку рабочего агента выполняют следующим образом: 15 сут. закачка, 15 сут. остановка.

В первом полуцикле при циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую №409 и низкоприемистую №389 скважины закачивают рабочий агент через низкоприемистую нагнетательную скважину №389 при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины №409. Забойное давление в низкоприемистой нагнетательной скважине №389 увеличивается до 17 МПа, а в высокоприемистой нагнетательной скважине №409 уменьшается до 10 МПа.

Во втором полуцикле закачивают рабочий агент через высокоприемистую нагнетательную скважину №409 при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину №389. При этом по системе водоводов весь объем закачиваемого рабочего агента поступает через высокоприемистую нагнетательную скважину №409 в район пласта с низким пластовым давлением и дефицитом рабочего агента. Кроме того, низкоприемистая нагнетательная скважина №389 начинает работать на излив, поставляя рабочий агент из зоны пласта с высоким пластовым давлением и избытком рабочего агента через наземные водоводы в высокоприемистую нагнетательную скважину №409 и через нее в район пласта с низким пластовым давлением и дефицитом рабочего агента. Излив из низкоприемистой нагнетательной скважины №389 производится до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой №389 и в высокоприемистой №409 нагнетательной скважине в течение 2 сут. В течение первых 2 сут после остановки наблюдают интенсивный излив жидкости из призабойной зоны нагнетательной скважины №389 в водовод и в скважину №409. Происходит очистка призабойной зоны скважины №389, перераспределение жидкости в пласте без ее потери, выравнивания объемов закачки рабочего агента в различные участки залежи. После выравнивания забойных давлений в низкоприемистой №389 и в высокоприемистой №409 нагнетательной скважине до величины 12 МПа останавливают закачку рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину №389 при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину №409.

Межремонтный период скважины 389 составил 2 года вместо 0,9 года до применения данной технологии, тогда как межремонтный период скважины №409 остался прежним на уровне 1,2 года.

Применение предложенного способа позволит обеспечить взаимодействие нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистку призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает взаимодействие нагнетательных скважин после остановки закачки рабочего агента и очистки призабойных зон нагнетательных скважин за счет излива. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые и группируют попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины. Все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину. При циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины в первом полуцикле закачивают рабочий агент через низкоприемистую нагнетательную скважину при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины. Во втором полуцикле закачивают рабочий агент через высокоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине. После выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине останавливают закачку рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, отличающийся тем, что нагнетательные скважины группируют по приемистости на высокоприемистые и низкоприемистые и группируют попарно ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока жидкости из одной скважины в другую, при циклической закачке рабочего агента через сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины в первом полуцикле закачивают рабочий агент через низкоприемистую нагнетательную скважину при остановке высокоприемистой нагнетательной скважины, во втором полуцикле закачивают рабочий агент через высокоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину до выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине, а после выравнивания забойных давлений в низкоприемистой и в высокоприемистой нагнетательной скважине останавливают закачку рабочего агента через низкоприемистую нагнетательную скважину при продолжении закачки рабочего давления через высокоприемистую нагнетательную скважину.