СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение на группы скважин по результатам определения их приемистости, приготовление вязкоупругих составов для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами, закачку вязкоупругих составов в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины, изменение вязкоупругих составов последовательно, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, продавку вязкоупругих составов в призабойную зону скважины продавочной жидкостью, варьируют составы и давления закачки (Патент РФ №2136862, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999 г.).

Известный способ обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов, однако не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Известен способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, задание времени цикла закачки кустовой насосной станцией из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышает давление в малопроницаемой зоне пласта, и разобщение полости разводящих трубопроводов в период прекращения закачки вытесняющего агента (Патент РФ №214556, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999 г.).

Известный способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением, однако нефтеотдача залежи невелика.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Малоприемистые нагнетательные скважины объединяют в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению (Патент РФ №2164591, кл. Е21В 43/00, опубл. 2001 г., бюл. №9 - прототип).

Известный способ обеспечивает текущую добычу нефти, однако для восстановления пластового давления в зонах малоприемистых нагнетательных скважин при существующих нормативах качеств, предъявляемых к очистке сточной воды, повышение нефтеотдачи залежи затруднительно без постоянной очистки призабойной зоны пласта.

Кроме того, группа высокопродуктивных скважин находится под постоянным высоким давлением и для регулирования расхода жидкости необходимо применение регулирующих устройств, что необоснованно повышает расход электрической энергии на закачку.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения затрат.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу, согласно изобретению анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаками изобретения являются:

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

2. отбор нефти через добывающие скважины;

3. объединение нагнетательных скважин в группу;

4. анализ нагнетательных скважин, находящихся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на высокоприемистые скважины и малоприемистые;

5. раздельная закачка сточного рабочего агента в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления;

6. одновременная закачка минерализованной пластовой воды в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаки 1, 2, 3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в залежи. Предлагаемое техническое решение направлено на повышение нефтеотдачи залежи и снижение затрат. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и постоянный отбор нефти через добывающие скважины. Анализируются скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с последующим делением их на две группы: высокоприемистые и малоприемистые. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, а высокоприемистые - в другую группу. К малоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость до 30 куб.м/сут, при закачке рабочего агента малопроизводительным насосом высокого давления, обеспечивающим расход рабочего агента от 90-300 куб.м/сут при давлении нагнетания от 20-25 МПа, позволяющий перейти на регулируемую закачку. Это способствует повышению надежности и управляемости процессом вытеснения жидкости из пласта.

К высокоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость свыше 30 куб.м/сут, при закачке рабочего агента высокопроизводительным насосом низкого давления, обеспечивающим расход рабочего агента от 1500-4200 куб.м/сут, при давлении нагнетания от 11-15 МПа.

Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых и высокоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента в обе группы скважин.

В группу высокоприемистых нагнетательных скважин закачивают рабочий агент в виде сточных вод с очистных сооружений высокопроизводительным насосом низкого давления. Одновременно закачивают минерализованную пластовую воду нижних горизонтов девона в группу малоприемистых нагнетательных скважин малопроизводительным насосом высокого давления.

Организация системы поддержания пластового давления на поздних стадиях разработки представляет собой сложный производственный комплекс задач и требует индивидуального подхода для их решения. Одна из таких задач - одновременная разработка разных горизонтов с коллекторскими свойствами, в корне отличающимися друг от друга, при их территориальной привязке к одной и той же кустовой насосной станции.

Анализ скважин, находящихся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на высокоприемистые и малоприемистые скважины позволяет раздельно закачивать рабочий агент насосами высокой и малой производительности.

Применение насосов высокой производительности для закачки рабочего агента позволяет перевести закачку рабочего агента в нагнетательную скважину в индивидуальном режиме работы при сохранении циклического режима по другим скважинам, позволяет повысить пластовое давление на участке залежи и восстановить дебиты добывающих скважин.

Высокопроизводительные насосы низкого давления закачивают рабочий агент в виде сточных нефтепромысловых вод с очистных сооружений, с содержанием нефти 60 мг/л и твердых взвешенных частиц 50 мг/л в высокоприемистые скважины.

Малопроизводительные насосы высокого давления закачивают рабочий агент в виде минерализованной пластовой воды нижних горизонтов девона в малоприемистые скважины. Т.к. минерализованная пластовая вода по степени очистки не сравнима с другими рабочими агентами, использование ее в качестве рабочего агента - идеальное условие для увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 10%, уменьшаются на 30% энергозатраты на закачку одного кубического метра рабочего агента, за счет уменьшения использования регулирующих устройств.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 20,1%; средняя проницаемость - 0,344 мкм²; нефтенасыщенность - 79,1%; абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1490 м; средняя нефтенасыщенная толщина - 8,38 м; начальное пластовое давление - 16 МПа; пластовая температура - 29°С; параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³; вязкость - 46 мПа·с; давление насыщения - 1,8 МПа; газосодержание - 16,3 м³/т; содержание серы - 4,2%; общая минерализация - 268,83 г/л (хлор - 167,56 г/л; кальций - 25,25 г/л; магний - 4,13 г/л; натрий + калий - 71,89 г/л).

На залежи выделяют участок разработки.

На участке разработки отбирают нефть через 13 добывающих скважин. Восемь малоприемистых нагнетательных скважин с приемистостью от 10-30 м³/сут объединяют в группу малоприемистых скважин. Остальные 17 нагнетательных скважин, с приемистостью от 50 до 160 м³/сут, объединяют в группу высокоприемистых скважин.

Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых и высокоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента в обе группы скважин.

В группу малоприемистых нагнетательных скважин закачивают рабочий агент в виде минерализованной пластовой воды нижних горизонтов девона малопроизводительным насосом высокого давления производительностью, равной 150 м³/сут. Одновременно закачивают рабочий агент в виде сточных вод с очистных сооружений в группу высокоприемистых нагнетательных скважин высокопроизводительным насосом низкого давления производительностью, равной 500 м³/сут.

Закачку рабочего агента в малоприемистые нагнетательные скважины ведут циклически.

В результате разработки повышается нефтеотдача залежи на 10%.

Применение предложенного способа позволит уменьшить энергозатраты на 30% за счет уменьшения напора при закачке рабочего агента в виде сточной воды высокопроизводительным насосом низкого давления и сокращения регулирующих расход жидкости устройств (штуцеров) на устье высокоприемистых нагнетательных скважин.

За счет уменьшения давления закачки на высокоприемистых скважинах уменьшится порывность на разводящих водоводах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи, снижение затрат. Способ включает закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу. Анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу, отличающийся тем, что анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводитальным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.