Способ разработки нефтяных месторождений Российский патент 2024 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации.

Известен способ разработки нефтяных месторождений циклическим заводнением, включающий увеличение упругого запаса пластовой системы путем периодического повышения и снижения давления нагнетаемого агента для возникновения внутри пласта нестационарных перепадов давления и соответствующих нестационарных перетоков жидкости между слоями разной проницаемости. Амплитуда и продолжительность цикла определяется геолого-физическими условиями месторождения. Наибольший эффект достигнут на участках, которые разрабатывались при обычном заводнении перед экспериментом в течение 8 - 10 лет. (см. кн.: Шарбатова И. Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988, с. 121).

Недостатками известного способа являются значительная трудоемкость и затраты на реконструкцию системы заводнения, связанную с установкой на кустовых насосных станциях (КНС) насосов высокого давления, заменой имеющихся разводящих водоводов.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание скважин и закачку агентов в нагнетательные скважины, деление нагнетательных скважин на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов и перемену направления фильтрационных потоков (см. патент РФ № 2096593, МПК Е21В 43/20, опуб. 20.11.1997).

Недостатком известного способа является незначительное повышение приемистости скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, закачку агентов в нагнетательные скважины и отбор пластовой среды из добывающих скважин, деление нагнетательных на группы для организации процесса перемены направления фильтрационных потоков закачиваемых агентов путем подачи нагнетаемых агентов в группы нагнетательных скважин с чередованием минимального и максимального объема подачи агента (см. патент РФ № 2130116, МПК Е21В 43/20, опуб. 05.10.1999).

Недостатками известного способа являются незначительное повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы для поочередной закачки агента в циклическом режиме, отбор пластовой среды из добывающих скважин (см. патент РФ № 2121060, МПК Е21В 43/22, опуб. 27.10.1998), который принят за прототип.

Недостатками известного способа являются незначительное повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скажин вследствие ограниченного расширения фронта вытеснения и невозможности включения в разработку дополнительных запасов нефти из-за сохранения направления воздействия на продуктивные пласты со стороны нагнетательных скважин.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скважин за счет расширения фронта вытеснения и включения в разработку дополнительных запасов нефти.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы для поочередной закачки вытесняющего агента в циклическом режиме, отбор пластовой среды из добывающих скважин, согласно техническому решению, все нагнетательные скважины, подключенные к одной насосной станции системой трубопроводов, разбивают на группы, не менее двух, и весь нагнетаемый насосной станцией вытесняющий агент в течение 30 суток подают при закрытии нагнетательных скважин одной из групп, при этом по истечении 30 суток подачи вытесняющего агента при закрытых скважинах, далее весь вытесняющий агент подают на все скважины в течение 30 суток, затем процесс повторяют с поочередным закрытием других групп нагнетательных скважин.

Продолжительность закачки нагнетаемого агента может быть изменена с шагом 5 суток по результатам изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой нефти.

В настоящее время на каждую добытую тонну нефти закачивается вода до 10 м³ и более. Однако, значительная часть запасов нефти остаются не тронутыми вследствие низкой проницаемости пласта и недостаточного объема фронта вытеснения. Кроме того, пластовая среда характеризуется повышенной неоднородностью и повышенной вязкостью нефти. В неоднородных пластах малопроницаемые нефтенасыщенные участки и прослои в процессе разработки оказываются не охваченными или слабо охваченными заводнением, что обуславливает снижение охвата пластов заводнением и конечной нефтеотдачи пластов. Пласты неоднородны по толщине, по проницаемости, начальной нефтенасыщенности, по расчлененности и песчанистости и др. Указанная неоднородность в разных направлениях на процесс нефтевытеснения влияет по-разному. Даже коэффициент вытеснения нефти является величиной тензорной, то есть зависящей от направления вытеснения нефти водой или газом.

Следовательно, повышение охвата пластов заводнением путем перемены направления фильтрационных потоков в пласте является важнейшим направлением увеличения эффективности разработки нефтяных месторождений. Этого можно достичь за счет того, что по месторождению в целом или по его отдельным участкам в течение всего срока разработки месторождения организуется перемена направления и расширения фронта вытеснения.

Способ осуществляют следующим образом.

Подача нагнетаемого агента в нагнетательные скважины, размещенные на отдельном участке, осуществляется КНС, оснащенной, как правило, центробежными насосами. Подача агента (жидкости для поддержания пластового давления) КНС в скважины имеет падающую характеристику, т.е., со снижением сопротивления системы трубопроводов происходит увеличение подачи с одновременным снижением напора (давления нагнетания). При стационарном характере подачи агента (например, воды) в нагнетательные скважины устанавливается неизменный фронт вытеснения нефти в сторону забоя добывающих скважин.

С целью расширения фронта вытеснения системой трубопроводов нагнетательные скважины разделяют на несколько групп, не менее двух групп. Условием формирования групп является возможность закачки жидкости для поддержания пластового давления в нагнетательные скважины при закрытии любой из групп скважин.

Пусть скважины одного КНС разделены на 4 группы: А, Б, В и Г. Для реализации предлагаемого способа необходимо, чтобы существующая насосная станция смогла обеспечить закачку

- в группы скважин Б, В, Г при закрытии группы скважин А;

- в группы скважин А, В, Г при закрытии группы скважин Б;

- в группы скважин А, Б, Г при закрытии группы скважин В;

- в группы скважин А, Б, В при закрытии группы скважин Г.

При этом между циклами закрытия групп скважин происходит закачка агента во все группы скважин А, Б, В и Г.

Сначала закрывают скважины группы А и в течение 30 суток ведут закачку агента в группы скважин Б, В, Г. Затем открываются скважины группы А и закачка ведется во все скважины групп А, Б, В, Г в течение 30 суток. Далее закрывают скважины группы Б и в течение 30 суток ведут закачку агента в скважины групп Б, В, Г. Затем открывают скважины группы Б и закачка ведется во все скважины групп А, Б, В, Г в течение 30 суток. Далее осуществляют последовательную закачку в скважины групп А, Б, Г; А, Б, В, Г; А, Б, В и А, Б, В, Г. Далее цикл может повториться.

При закрытии скважин группы А насосная станция продолжает работать, но уже с повышенным давлением нагнетания. При этом на оставшихся под закачкой скважинах групп Б, В и Г увеличивается приемистость (забойное давление). Через каждые 30 суток закрытые скважины запускают под закачку также на 30 суток, и возобновляют обычный режим работы нагнетательных скважин от данного КНС до реализации предлагаемого способа. Далее процесс повторяется со следующей группой скважин. Для мониторинга изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой продукции необходимо еженедельно производить замер обводненности и забойного давления на добывающих скважинах участка (при отсутствии на скважине телемеханизированного оборудования для определения данных показателей). В результате использования предлагаемого способа происходит изменение направления фильтрационных потоков и перенос фронта нагнетания. В пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемый агент (вода) внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды.

Впоследствии рекомендуется изменять период закрытия либо в большую, либо в меньшую сторону (кратно 5 суткам) с целью опытного определения оптимального режима использования предлагаемого способа. Предельное давление нагнетание для девона 18 МПа, для серы – 12 МПа. По результатам проведения работ согласно предлагаемому способу, даже при наличии точечных прорывов воды, возможно повышение нефтеизвлечения за счет оптимизации (форсирования) отбора на добывающих скважинах.

Пример реализации способа.

Выбран участок пашийского горизонта, сложенный неоднородными пластами-коллекторами. На КНС-1А данного участка насосным агрегатом ЦНС-40-1400 закачивают агент в 5 нагнетательных скважин с общей приёмистостью 950 м³/сут. Приемистость скважины №1 при Р =130 атм составляет 150 м³/сут, скважины №2 при Р=130 атм – 250 м³/сут, скважины №3 при Р=100 атм (установлен штуцер) – 200 м³/сут, скважины №4 при Р=90 атм (установлен штуцер) – 200 м³/сут, скважины №5 при Р=135 атм – 150 м³/сут. Нижняя граница производительности насосного агрегата ЦНС-40 – 672 м³/сут. С учетом коэффициента приемистости данные скважины были разделены на 3 группы:

1 группа – скважины №1, №3;

2 группа – скважина №2;

3 группа – скважины №4, №5.

При закрытии 1 группы скважин на 30 дней, скважина №2 работает с приемистостью 320 м³/сут при Р=143 атм, скважина №4 – 240 м³/сут при Р=105 атм, скважина №5 – 170 м³/сут при Р=145 атм. Через 30 дней 1 группа скважин запускается в работу, и закачка агента продолжается в течение 30 дней. Далее закрывается 2 группа скважин. С учетом повышения давления нагнетания суммарная закачка по скважинам 1, 3 групп составила 800 м³/сут. Через 30 дней скважины запускаются под закачку агента и еще через 30 дней после работы всех скважин закрывается 3 группа скважин. Далее данные циклы повторяются с уменьшением периода полуцикла с 30 до 20 дней по результату мониторинга работы добывающих скважин. В результате из 13 реагирующих добывающих скважин по 9 наблюдается снижение процента обводненности в среднем на 7 %, по 4 скважинам увеличение забойного давления. По данным 4 скважинам были проведены работы по оптимизации (увеличению) отборов, что позволило увеличить средний дебит на 1,9 т/сут. В результате в течение года был увеличен отбор нефти по участку на 11,3 т/сут.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи и приемистости нагнетательных скважин за счет расширения фронта вытеснения и включения в разработку дополнительных запасов нефти. Заявлен способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы, поочередную закачку вытесняющего агента в циклическом режиме и отбор пластовой среды из добывающих скважин. При этом все нагнетательные скважины, подключенные к одной насосной станции системой трубопроводов, разбивают на группы, не менее двух. Весь нагнетаемый насосной станцией вытесняющий агент в течение 30 суток подают при закрытии нагнетательных скважин одной из групп. По истечении 30 суток подачи вытесняющего агента при закрытых скважинах весь вытесняющий агент далее подают на все скважины в течение 30 суток. Затем процесс повторяют с поочередным закрытием других групп нагнетательных скважин. Дополнительно продолжительность закачки нагнетаемого агента может быть изменена с шагом 5 суток по результатам изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой нефти. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий разбуривание месторождения, деление нагнетательных скважин на группы для поочередной закачки вытесняющего агента в циклическом режиме и отбор пластовой среды из добывающих скважин, отличающийся тем, что все нагнетательные скважины, подключенные к одной насосной станции системой трубопроводов, с учетом коэффициента приемистости разбивают на группы, не менее двух, и весь нагнетаемый насосной станцией вытесняющий агент в течение 30 суток подают при закрытии нагнетательных скважин одной из групп, при этом по истечении 30 суток подачи вытесняющего агента при закрытых скважинах весь вытесняющий агент далее подают на все скважины в течение 30 суток, затем процесс повторяют с поочередным закрытием других групп нагнетательных скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно при дальнейшем повторении циклов продолжительность закачки нагнетаемого вытесняющего агента изменяют с шагом 5 суток в большую или меньшую сторону по результатам изменения гидродинамических показателей и обводненности добываемой нефти.