СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СОВМЕСТНО ЗАЛЕГАЮЩИХ УГЛЕВОДОРОДОВ И ГИДРОМИНЕРАЛЬНОГО СЫРЬЯ МНОГОПЛАСТОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2014 года по МПК E21B43/14 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разработки совместно залегающих углеводородов многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, эксплуатационные объекты которых разделены пластами непроницаемых пород. В частности, изобретение может быть использовано для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта.

Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья (патент RU №2148159) путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебетами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный пласт того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.

Недостатком способа является возможность его применения лишь для водоплавающий нефтяной залежи с хорошей гидродинамической связью ее углеводородной и водной частей. Одновременно при условии наличия в подошвенной воде ценных компонентов в промышленных концентрациях.

Известны способы разработки многопластового газоконденсатного месторождения (патенты RU №2034131 и №2064572) с помощью газа, газоконденсата и/или воды из нижезалегающего водоносного пласта, которые перепускают в зону газонефтяного контакта. Давление и перепуск регулируют на уровне верхнего пласта.

Недостатком способов является использование энергии высоконапорного пласта лишь в качестве фактора поддержания пластового давления за счет перепуска газа, газоконденсата и/или воды.

Известен способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления (патент RU №2438008 аналог), который может быть применен для добычи углеводородов из низконапорных коллекторов вышележащего пласта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), оснащенной устройствами для подъема флюида. При этом энергия потока полного дебита флюида из высоконапорного пласта используется как для его собственного подъема по стволу колонны НКТ, так и для подъема флюида низконапорного пласта по колонне НКТ с помощью струйного аппарата на более высокий уровень. Для обеспечения подъема смеси флюидов обоих эксплуатационных пластов до устья скважины с необходимым запасом напора ее полного потока предусматривается дополнение фонтанного способа подъема смеси флюидов газлифтным способом.

Недостатком способа является ограниченность его потенциальных энергетических возможностей воздействия на низконапорный пласт уровнем пластового давления в последнем.

Задачей данного изобретения является повышение эффективности разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения, эксплуатационные объекты которых разделены пластами непроницаемых пород, а также повышение коэффициента углеводородоотдачи разрабатываемого нефтегазоконденсатного месторождения.

Поставленная задача достигается за счет того, что разработка совместно залегающих залежей углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения осуществляется сеткой добычных и нагнетательных скважин, при этом добывающие скважины осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне НКТ и для создания депрессии на верхний низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана, а нагнетательные скважины осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из нижнего высоконапорного пласта в верхний низконапорный, причем при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта.

Пластовая энергия нижнего высоконапорного объекта, преобразованная в энергию потока флюида, за счет работы струйного аппарата, в добычных скважинах осуществляет подъем флюидов обоих объектов по стволу колонны НКТ и создает депрессию на низконапорный объект. Регулируемый поток пластовой промышленной воды нагнетательных скважин позволяет увеличивать пластовое давление в верхнем объекте и тем самым увеличивать и регулировать величину депрессии в нем относительно добычных скважин.

Известно также, что эффективность «вымывания» ретроградного конденсата водой в значительной степени определяется скоростью ее движения в капиллярах. Показано (SU №1716106), что зависимость остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды определяется отношением

В то же время, скорость фильтрации на прямую зависит от разности величин давления в пласте и на забое добычной скважины. Таким образом, регулируемый перепуск пластовой воды из высоконапорного пласта позволит не только повысить рабочие характеристики внутрискважинного оборудования подъема сложного пластового флюида обоих объектов добычи скважины по патенту RU №2438008, но и в значительной мере увеличить коэффициент углеводородоотдачи разрабатываемого нефтегазоконденсатного месторождения за счет эффекта вымывания выпавшего конденсата.

Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение (или выбор из имеющегося фонда) скважин, спуск в добычные и нагнетательные скважины колонн НКТ, оснащенных: в добычных, по крайней мере, двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапаном; в нагнетательных, по крайней мере, двумя пакерами и одним регулируемым перепускным устройством с фильтром, добычу жидкого пластового флюида (жидкие углеводороды и вода), по меньшей мере, из двух объектов добывающими скважинами и регулируемый перепуск из нижележащего пласта вытесняющего агента (вода и газ) через нагнетательные скважины в вышележащий пласт, причем при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта.

Технологическая цель изобретения, достигается тем, что:

- в добычных скважинах сетки разобщается герметично пространство скважин между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже верхнего объекта и на глубине несколько ниже установки, по крайней мере, первого газлифтного клапана, и гидравлически связывается через дроссель с фильтром ствол НКТ с призабойной зоной нижнего объекта, а через струйный аппарат с призабойной зоной верхнего объекта, при этом подъем суммарного объема флюидов эксплуатационных объектов до уровня первого газлифтного клапана обеспечивается за счет пластовой энергии нижнего объекта, одновременно достижимый относительный перепад давлений струйного насоса обеспечивает депрессию в верхнем объекте;

- в нагнетательных скважинах сетки разобщается герметично пространство скважин между обсадной колонной и колонной НКТ на глубине ниже диапазона перфорации верхнего объекта и на глубине, несколько выше уровня ГВК этого же объекта, и гидравлически связывается через регулируемое перепускное устройство и фильтр с призабойной зоной нижнего объекта, при этом регулируемый перепуск пластового флюида из нижнего объекта обеспечивает вытеснение к добычным скважинам жидкого флюида верхнего объекта, вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород пласта, а также повышение и возможность регулирования уровня депрессии на забое добычных скважин.

Предлагаемый способ может быть осуществлен по аналогии со следующим примером.

Пример.

Для примера возьмем отложения южного купола Вуктыльского НГКМ. Структурная и газогидродинамическая обособленности отложений южной части залежи Вуктыльского месторождения от основной площади месторождения позволяют выделить южный купол в самостоятельный объект разработки.

В разрезе залежи южного купола вскрыто шесть литолого-коллекторских пачек (I-VI). В настоящее время газ IV пачки (отложения башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона) в значительной мере выработан, но в тоже время в отложениях скопилось значительное количество ретроградного конденсата, который совместно с нефтью оторочки образовал переходной слой жидких УВ. Пластовое давление в отложениях башкирского яруса среднего карбона и протвинского горизонта серпуховского яруса нижнего карбона составляет в данное время ~12 МПа.

IV и V пачки разделены водоупором мощностью 25-75 м. Отложения V пачки вмещают в основном воду (гидроминеральное сырье), газ и жидкие УВ в небольшом количестве. Пластовое давление в этих отложениях в значительной мере сохранилось и составляет ~30 МПа.

На площади южного купола ВНГКМ выбирается участок, включающий 7 скважин (первая группа №№75; 63; 164; 230; 191 и вторая №№80; 190). Обе группы образуют два параллельных ряда с расстоянием между ними 550 м. Первая группа добычные скважины с расстоянием между скважинами в ряду 850 м, вторая нагнетательные между которыми 18050 м. Добычные и нагнетательные скважины оснащаются скважинным оборудованием в полном соответствии с предлагаемым способом. В добычных - по крайней мере двумя пакерами, одним регулируемым дросселем с фильтром, одним струйным аппаратом, одним обратным и одним газлифтным клапаном; в нагнетательных - по крайней мере двумя пакерами и одним регулируемым перепускным устройством с фильтром.

Предварительно проводится расчет величины давления на контуре депрессионной воронки нагнетательных скважин с использованием данных об их возможных дебите Q=50,2 м³/сут и давлении 25 МПа в призабойной зоне нагнетания (RU №2438008), а также уравнения притока в гидродинамически несовершенную скважину. Обе скважины в интервале вскрытия IV пачки полностью находятся в зоне обводнения и жидких УВ, поэтому взаимодействовать будут две жидкости. Для упрощения расчетов принимается, что их характеристики одинаковы.

где:

k_п - проницаемость пласта в размере - 0,458*10^-15 м²,

µ_в - вязкость воды в пластовых условиях 0,5 мПа*с или 5*10^-4 Па*с,

h_п - мощность дренирования скважин южного купола по IV пачке определяем в размере 140 м,

R_к - радиус контура депрессионной воронки, 550 м,

r_с - приведенный радиус скважины с учетом фактора несовершенства скважин 0,08 м,

p_к - пластовое давление на контуре депрессионной воронки, Па,

p_з - пластовое давление в призабойной зоне скважины, 25 МПа.

Решая уравнение, относительно p_к получают величину давления на контуре депрессионной воронки в размере 19,38 МПа. Это давление будет практически соответствовать призабойному для трех средних скважин добычного ряда и несколько ниже 18,95 МПа для двух остальных. Величина депрессии между контуром питания и призабойной зоной добычных скважин будет в пределах 5,62 МПа и 6,05 МПа соответственно. При этом скорость фильтрации может составить 0,00081 м/сут-0,00048 м/сут соответственно. При этих значениях скорости уравнение (1) будет α(V)≈α₀, что означает почти полное вымывание остаточного конденсата.

Определяется объем флюида IV пачки поступающий к призабойной зоне добычных скважин ряда по формуле для прямолинейного ряда и при прямолинейном контуре питания:

где:

L_к - расстояние до контура питания 550 м,

µ_ф - вязкость пластового флюида 8,5·10^-4 Па*с,

n - число скважин ряда - 5 шт.,

2σ - расстояние между скважинами.

Общий объем флюида совместной добычи двух эксплуатационных объектов (IV и V пачек) составит 1235,48 м³/сут.

Для определения технологических характеристик струйного подъемника проводятся расчеты для скв. №230 одной из трех средних скважин добычного ряда.

Предварительно определяется достижимый перепад давления струйного насоса с диффузором, давление в характерных сечениях струйного насоса, оптимальное отношение сечений и относительный перепад давления, создаваемый струйным насосом (Δp_с/Δp_р)=f(u), где:

f_p1 - площадь выходного сечения рабочего сопла;

f₃ - площадь выходного сечения камеры смешения;

Δp_с/Δp_р - относительный перепад давлений, создаваемый струйным насосом;

Δp_с=p_с-p_и - перепад давлений создаваемый струйным насосом;

Δp_р=p_р-p_и - перепад давлений рабочего потока;

f(u) функция - u=G_и/G_р - коэффициента инжекции, т.е. отношения G_и - массового расхода инжектируемого потока к G_р - массовому расходу рабочего потока.

Расчет выполняется исходя из следующих условий: рабочая и инжектируемая среда - однотипный водо-углеводородный флюид, для которого удельные объемы рабочего, инжектируемого и смешенного потоков одинаковы, т.е. v_р=v_н=v_с. Коэффициент инжекции u=2, давление инжектируемого потока во входном сечении p_и=19 МПа; давление рабочего потока до входа в сопло p_р=28 МПа; изменение давления инжектируемого потока Δp_и=9 МПа.

Оптимальное соотношение сечений определяется по формуле:

где:

a=φ₂;

При рекомендуемых, экспериментально выявленных значениях (φ₁=0,95; φ₂=0,975; φ₃=0,9; φ₄=0,925) величины - a, b и c будут иметь следующие значения:

a=0,975;

b=-[0,975+1,19(1+u)²-0,78u²]=-[0,975+10,71-3,12]=-8,565,

c=1,19(1+u)²=10,71.

Оптимальное соотношение сечений:

Величина n=f₃/f_и2 определена по формуле n=6,92/(6,92-1)=1,17 3,61/2,61.

Достижимый относительный перепад давлений рассчитан по формуле:

По полученному значению относительного перепада давлений определен возможный перепад давлений струйного насоса Δp_с=0,12*9=1,08 МПа.

В этом случае давление смешенного потока на выходе из диффузора - p_с=p_и+Δp_с=19+1,08=20,08 МПа, а давление инжектируемого потока во входном сечении цилиндрической камеры смешения - p₂=p_и-Δp_к=19-1,08=17,92 МПа.

Значения оптимального сечения и перепада давления насоса получены исходя из условий размещения струйного насоса на забое башкирских отложений и при коэффициенте инжекции u=2. Для определения оптимальных величин задаваемых исходных параметров проведены расчеты, аналогичные вышеприведенным, с изменением исходных данных в определенных пределах: струйный насос остается на том же месте, т.е. давление инжектируемого потока во входном сечении и давление рабочего потока до входа в сопло будут иметь те же значения p_и=19 МПа, p_р=28 МПа, однако изменяется величина коэффициента инжекции в пределах 1-2.

Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 Результаты расчетов коэффициента инжекции u Δp_с МПа p_с МПа p₂ МПа 1 3,61 2,092 21,092 16,908 1,5 5,1534 1,464 20,464 17,536 2 6,92 1,08 20,08 17,92

Определяется высота газлифтного подъема. Величина подъема скважинной жидкости за счет работы струйного насоса составит:

В этом случае высота газлифтного подъема будет равна h_газл=3178-(25+1872,56)=1280,44 м. Высота газлифтного подъема относительно аналога уменьшается на 600 м, тем самым потребуется меньше газа высокого давления на подъем жидкого флюида скважин до устья с требуемым превышением на транспорт до головных сооружений.

Убедимся в этом, рассчитав величину удельного объем газа необходимого для подъема жидкого флюида скважин по формуле:

где:

- R₀ - удельный расход газа, приведенный к атмосферному давлению, м³/т;

- p₁ и p₂ - давления у башмака подъемных труб и на устье скважины, - 60 ат и 5 ат соответственно;

- d - диаметр подъемных труб - 3 дюйма;

- γ - относительный удельный вес жидкости - 0,85;

- L - высота подъема жидкости - 1280,44 м.

Таким образом, сравнение аналогичных показателей аналога и предлагаемого способа выявляет во втором случае повышение технологических характеристик как по объемам добычи пластового флюида, его качеству (увеличение доли жидких УВ), так и по энергетическим затратам на его подъем.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной по меньшей мере двух объектов многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород. Изобретение, в частности, может быть применено для добычи углеводородов из низконапорных, обводненных коллекторов вышележащего объекта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего объекта. Обеспечивает повышение конечной конденсатоотдачи высокопродуктивного пласта за счет повышения скорости фильтрации вытесняющего агента, вовлечения в разработку участков защемленного газа. Сущность изобретения: способ включает выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение или выбор из имеющегося фонда скважин, добычу углеводородов из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Согласно изобретению добывающими скважинами осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана. Нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный. При этом при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта. 1 пр., 1 табл.

Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового нефтегазоконденсатного месторождения, включающий выделение эксплуатационных объектов, определение сетки размещения добывающих и нагнетательных скважин, бурение или выбор из имеющегося фонда скважин, добычу углеводородов из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, отличающийся тем, что добывающими скважинами осуществляют совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана, а нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный, причем при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта.