СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/20 

Описание патента на изобретение RU2463444C1

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

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2061179, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №15 от 27.05.1996 г.), 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.

Недостатками данного способа является то, что 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.

Также известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии (патент RU №2077663, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №11 от 20.04.1997, включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин, при этом характеристики вытеснения по каждой скважине и залежи в целом определяют при обводненности добывающей продукции 50-60%, затем определяют прогнозные значения объемов попутно добываемой воды и нефти, на основании которых рассчитывают прогнозный расчетный водонефтяной фактор с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади, после чего на залежи выделяют зоны с высоким и низким значениями водонефтяного фактора, проводят мероприятия по увеличению отбора жидкости, а в зонах с высокими значениями по уменьшению отбора жидкости, при этом в качестве мероприятий по увеличению отбора жидкости используют форсированный отбор или закачку ПАВ, а в качестве мероприятий по уменьшению отбора жидкости используют циклический отбор и закачку с переменой фильтрационных потоков или закачку полимерного раствора.

Недостатками данного способа является:

- во-первых, сложность осуществления способа и высокая вероятность ошибочного расчета водонефтяного фактора с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади;

- во-вторых, разработка ведется лишь с учетом водонефтяного фактора, но без учета пластовых давлений нагнетательных скважин, что снижает эффективность применения данного способа.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент №2303126, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2007 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, в качестве рабочего агента для поддержания пластового давления не используются контурные (сточные) воды, которые обладают большей плотностью, чем пресные, и обладают лучшей вытесняющей способностью, поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) низкий;

- во-вторых, при отборе нефти (продукции) из добывающих скважин не учитывается обводненность добывающих скважин, поэтому в некоторых случаях при высоких объемах отбора продукции из добывающих скважин может произойти преждевременное обводнение добываемой продукции, а в других это позволяет извлечь дополнительную нефть;

- в-третьих, не высокая эффективность и неравномерное вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи из-за того, что пластовые давления в нагнетательных скважинах и обводненность добывающих скважин на одной нефтяной залежи имеют большую разницу значений.

Задачей изобретения является повышение эффективности и равномерности вытеснения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет выравнивания пластовых давлений в нагнетательных скважинах и отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи с учетом их обводненности, а также увеличение (КИН) за счет использования приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, с возможностью изменения объемов отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности.

Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, причем все нагнетательные скважины сообщаются между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента.

Новым является то, что определяют среднеарифметические значения пластового давления в нагнетательных и обводненности в добывающих скважинах нефтяной залежи, при этом нагнетательные скважины с пластовым давлением менее среднего относят к зонам пониженного давления, а нагнетательные скважины с пластовым давлением более средней относят к зонам повышенного давления, а добывающие скважины с обводненностью более средней относят к зонам повышенной обводненности, а добывающие скважины с обводненностью менее средней относят к зонам пониженной обводненности, группируют нагнетательные скважины по частям, причем часть нагнетательных скважин и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, находящихся в зоне повышенного пластового давления вблизи контура нефтеносности, снабжают электропогружными центробежными насосами ЭЦН и переводят их под форсированный отбор жидкости, добытую из этих скважин жидкость по системе существующих водоводов закачивают в нагнетательные скважины, находящиеся в зоне пониженного пластового давления внутри контура нефтеносности, также группируют добывающие скважины, находящиеся в зоне повышенной обводненности вблизи контура нефтеносности, переводят под форсированный отбор продукции, а в добывающих скважинах, находящихся в зоне пониженной обводненности внутри контура нефтеносности, уменьшают объемы отбора продукции.

На фиг. изображена схема осуществления предложенного способа.

Нефтяная залежь 1 разрабатывается сеткой нагнетательных 2; 2'; 2''; … 2n и добывающих 3; 3'; 3''; … 3n скважин. В нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2n производят закачку рабочего агента (например, воды) в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, а из добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3'' производят отбор продукции.

По мере выработки нефтяной залежи 1 ее запасы истощаются, добываемая продукция обводняется, пластовые давления в нагнетательных скважинах изменяются, причем на одной нефтяной залежи 1 разбег пластовых давлений нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n может быть значительным, например, от 8 МПа до 27 МПа, поэтому ее дальнейшая разработка становится экономически нецелесообразной, поэтому для выработки остаточных запасов нефти в нефтяной залежи ее разработку производят следующим образом.

Определяют среднеарифметические значения (Рср) пластового давления всех нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n, находящихся на нефтяной залежи 1, в том числе и вблизи контура 4 нефтеносности. Например, среднеарифметическое значение пластового давления нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n составляет (Рср.н.=15 МПа) нефтяной залежи 1.

Определяют среднеарифметическое значение (Qcp) обводненности всех добывающих 3; 3'; 3''; … 3n скважин, находящихся на нефтяной залежи 1. Например, среднеарифметическое значение обводненности добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3n составляет (Qcp=75%) нефтяной залежи 1.

Нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2n с пластовым давлением менее среднего (Рср.н.=15 МПа) значения относят к зонам пониженного давления (Рн), а нагнетательные скважины с пластовым давлением более среднего (Рср.н.=15 МПа) относят к зонам повышенного давления (Рв).

Добывающие скважины 3; 3'; 3''; … 3n с обводненностью более средней (Qcp=75%) относят к зонам повышенной обводненности (Qв), а добывающие скважины с обводненностью менее средней (Qcp=75%) относят к зонам пониженной обводненности (Qн).

Группируют нагнетательные 2; 2'; 2''; … 2n и добывающие 3; 3'; 3''; … 3n скважины по частям следующим образом.

Часть нагнетательных скважин, например это нагнетательные скважины: 2' и 2'', и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, например это добывающие скважины 3' и 3'', обводненность которых составляет 98% и выше, находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенного пластового давления (Рв), например пластовые давления этих скважин составляют Рв=20-25 МПа, снабжают электропогружными центробежными насосами (ЭЦН) (на фиг. не показано) и переводят эти скважины: 2'; 2'' и 3'; 3'' под форсированный отбор жидкости.

Добытую из этих скважин: 2'; 2'' и 3'; 3'' жидкость, например сточную воду из нагнетательных скважин 2'; 2'' плотностью ρ=1100 кг/м3 по системе существующих водоводов 5, закачивают в нагнетательные скважины 2'''; 2''''; 2''''', находящиеся внутри контура 4 нефтеносности в зоне пониженного пластового давления (Рн), например пластовые давления нагнетательных скважин 2'''; 2''''; 2''''' составляют Pв=8-12 МПа.

Таким образом, производят перераспределение объемов закачки рабочего агента (сточной воды) из зон с повышенным пластовым давлением (Рв) в зоны пониженного пластового давления (Рн), находящиеся внутри контура 4 нефтеносности нефтяной залежи 1. Это выполняется с целью равномерного вытеснения остаточных запасов нефти (целиков нефти), находящихся в нефтяной залежи 1. Благодаря чему добиваются более ровного пластового давления в нефтяной залежи 1, т.е. снижается интервал изменения пластового давления в большую или меньшую сторону.

Добывающие скважины 3'''; 3'''', находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенной обводненности (Qв), например с обводненностью: Qв=85-95%, переводят под форсированный отбор продукции (нефти), а в добывающих скважинах 3'''''; 3'''''', находящихся внутри контура нефтеносности в зоне пониженной обводненности Qн, например с обводненностью: Qн=60-70% уменьшают объемы отбора продукции (нефти), т.е. переводят добывающие скважины 3'''''; 3'''''' на меньший дебит (производят замену ЭЦН на штанговый глубинный насос (ШГН) (на фиг. не показано). Это позволяет при форсировании отбора в добывающих скважинах в зоне повышенной обводненности (Qв) извлечь дополнительную нефть, а при снижении объемов отбора в зоне пониженной обводненности (Qв) исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет выравнить пластовые давления в нагнетательных скважинах и тем самым эффективно и равномерно произвести вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет перераспределения сточных вод нагнетательных скважин из зон с пониженным пластовым давлением в зоны повышенного пластового давления, а также увеличение (КИН) за счет использования в качестве рабочего агента приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, обладающей лучшей вытесняющей способностью, чем пресные воды, закачиваемые кустовыми насосными станциями.

Кроме того, реализация предложенного способа позволяет изменять объемы отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности, что, в свою очередь, позволяет извлечь дополнительную нефть и исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.

Похожие патенты RU2463444C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
RU2303126C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2011
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2457321C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2008
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Музалевская Надежда Васильевна
RU2381354C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2347895C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 2012
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Хуррямов Булат Альфисович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Сулейманов Фарид Баширович
RU2490439C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2008
  • Абдулмазитов Рафиль Гиниятуллович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2379493C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2003
  • Салимов В.Г.
  • Ибатуллин Р.Р.
  • Насыбуллина С.В.
RU2230896C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИНОВАТОЙ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ 2011
  • Хуррямов Альфис Мансурович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Сулейманов Фарид Баширович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2483207C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2010
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Рамазанов Рашит Газнавиевич
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Страхов Дмитрий Витальевич
  • Асадуллин Марат Фагимович
  • Оснос Владимир Борисович
RU2421607C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1995
  • Сулейманов Э.И.
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Билалова Р.Н.
  • Нугайбеков А.Г.
  • Нафиков А.З.
  • Калимуллин А.С.
RU2061178C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 463 444 C1

Реферат патента 2012 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности и равномерности вытеснения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут. - закачка, 10-20 сут. - остановка. При этом все нагнетательные скважины сообщаются между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента. Согласно изобретению определяют среднеарифметические значения пластового давления в нагнетательных и обводненности в добывающих скважинах нефтяной залежи. Нагнетательные скважины с пластовым давлением менее среднего относят к зонам пониженного давления, а нагнетательные скважины с пластовым давлением более средней относят к зонам повышенного давления. Добывающие скважины с обводненностью более средней относят к зонам повышенной обводненности, а добывающие скважины с обводненностью менее средней относят к зонам пониженной обводненности. Группируют нагнетательные скважины по частям. Часть нагнетательных скважин и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, находящихся в зоне повышенного пластового давления вблизи контура нефтеносности, снабжают электропогружными центробежными насосами - ЭЦН и переводят их под форсированный отбор жидкости. Добытую из этих скважин жидкость по системе существующих водоводов закачивают в нагнетательные скважины, находящиеся в зоне пониженного пластового давления внутри контура нефтеносности. Также группируют добывающие скважины, находящиеся в зоне повышенной обводненности вблизи контура нефтеносности. Их переводят под форсированный отбор продукции. В добывающих скважинах, находящихся в зоне пониженной обводненности внутри контура нефтеносности, уменьшают объемы отбора продукции. 1 ил.

Формула изобретения RU 2 463 444 C1

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, причем все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента, отличающийся тем, что определяют среднеарифметические значения пластового давления в нагнетательных и обводненности в добывающих скважинах нефтяной залежи, при этом нагнетательные скважины с пластовым давлением менее среднего относят к зонам пониженного давления, а нагнетательные скважины с пластовым давлением более среднего относят к зонам повышенного давления, добывающие скважины с обводненностью более средней относят к зонам повышенной обводненности, а добывающие скважины с обводненностью менее средней относят к зонам пониженной обводненности, группируют нагнетательные скважины по частям, причем часть нагнетательных скважин и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, находящихся в зоне повышенного пластового давления вблизи контура нефтеносности, снабжают электропогружными центробежными насосами - ЭЦН и переводят их под форсированный отбор жидкости, добытую из этих скважин жидкость по системе существующих водоводов закачивают в нагнетательные скважины, находящиеся в зоне пониженного пластового давления внутри контура нефтеносности, также группируют добывающие скважины, находящиеся в зоне повышенной обводненности вблизи контура нефтеносности, их переводят под форсированный отбор продукции, а в добывающих скважинах, находящихся в зоне пониженной обводненности внутри контура нефтеносности, уменьшают объемы отбора продукции.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2012 года RU2463444C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чернов Роман Викторович
  • Хуррямов Альфис Мансурович
RU2303126C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2005
  • Баканов Юрий Иванович
  • Будников Владимир Федорович
  • Будников Дмитрий Владимирович
  • Гераськин Вадим Георгиевич
  • Жвачкин Сергей Анатольевич
  • Захаров Андрей Александрович
  • Колесниченко Владимир Петрович
  • Кобелева Надежда Ивановна
  • Кравцов Игорь Николаевич
RU2338059C2
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЯЮЩЕЙСЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1993
  • Смирнов В.И.
  • Кашин А.К.
RU2081302C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Таипова Венера Асгатовна
RU2336413C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ ТЕРРИГЕННЫМ КОЛЛЕКТОРОМ 2006
  • Хисамов Раис Салихович
  • Евдокимов Александр Михайлович
  • Ахметов Наиль Зангирович
  • Евдокимова Элина Александровна
  • Хусаинов Васил Мухаметович
  • Абрамов Михаил Алексеевич
RU2304703C1
RU 2060374 C1, 20.05.1996
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЯ ПОЛЕЙ ДАВЛЕНИЙ 1999
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2166619C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2008
  • Хисамов Раис Салихович
  • Чупикова Изида Зангировна
  • Афлятунов Ринат Ракипович
  • Камалиев Дамир Сагдиевич
RU2354812C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2005
  • Афанасьев Виталий Сергеевич
  • Брилиант Леонид Самуилович
  • Бродский Петр Абрамович
  • Гутман Игорь Соломонович
  • Дзюба Владислав Ильич
  • Кадышев Николай Андреевич
  • Кашик Алексей Сергеевич
  • Кириллов Сергей Александрович
  • Кузнецов Олег Леонидович
  • Пергамент Анна Халиловна
  • Рябцева Наталья Борисовна
  • Тихонов Александр Станиславович
  • Фахретдинов Риваль Нуретдинович
  • Хозяинов Михаил Самойлович
  • Цой Валентин
RU2301326C1
US 4090564 A, 23.05.1978
US 101122224 A, 13.02.2008.

RU 2 463 444 C1

Авторы

Хуррямов Альфис Мансурович

Хуррямов Булат Альфисович

Рамазанов Рашит Газнавиевич

Сулейманов Фарид Баширович

Губаев Рим Салихович

Даты

2012-10-10Публикация

2011-06-03Подача