Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.В способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2047750
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 94020061/03
Дата подачи заявки: 30.05.1994
Дата публикации: 10.11.1995
Заявитель(и): Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть"
Автор(ы): Кузнецов С.М.; Поединчук Н.Е.; Веричев В.П.; Журавлева В.А.; Шопов И.И.; Просвирин А.А.
Патентообладатель(и): Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины [2] Известный способ позволяет извлекать нефть из застойных зон, однако нефтеотдача залежи остается невысокой вследствие недостаточной степени изменения градиентов потоков рабочего агента в пласте и вытеснения нефти из застойных зон.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение обводненности добываемой продукции и сокращение эксплуатационных расходов.
Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбоp нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй группе добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес. добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважины на 6-8 мес, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.
Существенными признаками изобретения являются:
1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме.
2. Отбор нефти через добывающие скважины.
3. Выделение из фонда добывающих скважин трех групп скважин.
4. Отнесение к первой группе добывающих скважин с практически полной обводненностью добываемой продукции.
5. Отнесение к второй группе добывающих скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, т.е. близкой к пределу по рентабельности, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут.
6. Отнесение к третьей группе добывающих скважин с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут.
7. Эксплуатация первой группы добывающих скважин в циклическом режиме: 2 года остановка, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции.
8. Разделение второй группы добывающих скважин на зональные подгруппы.
9. Формирование зональных подгрупп добывающих скважин из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента.
10. Эксплуатация добывающих скважин в соседних зональных подгруппах в противофазе и в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения и эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего остановка добывающих скважин всех зональных подгрупп на 6-8 мес.
11. Эксплуатация третьей группы добывающих скважин в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка на 6-8 мес.
12. Одновременное с остановкой добывающих скважин в зональных подгруппах уменьшение объемов закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличение объемов закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения. На поздней стадии разработки нефтяной залежи продукция разных добывающих скважин имеет разную обводненность, от практически полной обводненности порядка 99-100% и обводненности, близкой к предельной по экономическим показателям порядка 96-97% до текущей обводненности порядка 50% и выше. Кроме того, разные скважины имеют разный дебит по жидкости. Длительность остановки полностью обводнившихся скважин порядка 2-х лет обусловлена необходимостью создания на данном участке условий, сходных с условиями переформирования залежи. Относительно мало обводнившиеся скважины с малым дебитом порядка 10 м3/сут нет смысла останавливать для переформирования залежи. Здесь более подходит кратковременное, но частое воздействие, в результате которого часто изменяются градиенты потоков флюидов в околоскважинной зоне.
В то же время при длительной остановке таких скважин на 6-8 мес происходит процесс переформирования залежи, что сказывается на последующем цикле периодической эксплуатации в течение 4-6 мес.
Скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, т. е. при обводненности порядка 96-97% также эксплуатируют циклически. Также при остановке на 6-8 мес происходят процессы переформирования залежи. Однако при циклической эксплуатации в течение 4-6 мес наблюдается иной процесс. При остановке скважины с обводненностью 97% на время от 5 до 15 сут происходит опадение конусов обводненности, выравнивание давления в околоскважинных зонах и как следствие уменьшение обводненности добываемой продукции. Время уменьшения водонефтяного отношения для разных скважин разное и определяется путем замеров. Как правило, это время равно времени, в течение которого обводненность добываемой продукции снижается с установившейся величины, например 97% до постоянной величины, например 88% которая при более длительной выдержке практически не меняется. После запуска такой скважины в эксплуатацию постоянно, ориентировочно в течение 5-15 сут, обводненность добываемой продукции достигает предельной величины, т.е. повышается от 88 до 97% Затем циклы снова повторяют.
Распределение добывающих скважин на зональные подгруппы и осуществление работы этих групп в противофазе способствует экономии энергии и рабочего агента и создает изменение градиентов потоков на уровне участков залежи. Работа в противофазе заключается в том, что когда скважины одной зоны остановлены, то на соседней зоне скважины запущены в работу и наоборот.
Отбор жидкости из каждой зональной подгруппы должен быть примерно эквивалентным отбору жидкости из скважины соседней зональной подгруппы. При этом сохраняется баланс жидкостей.
Нахождение каждой зональной подгруппы в зоне воздействия нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, позволяет одновременно использовать на залежи в разных зонах разные рабочие агенты, например, воду, сточную (пластовую) воду, их смеси, и в то же время осуществлять воздействие на зональную подгруппу только одним рабочим агентом не опасаясь смешения разных рабочих агентов на территории одной зоны. Уменьшение и увеличение объемов закачки позволяет экономить рабочий агент и уменьшать расходы на его закачку.
Таким образом, при предложенной системе разработки имеются следующие типы воздействия на залежь:
1. Импульсное волновое от остановок и запусков скважин с периодичностью менее суток.
2. Импульсное волновое от остановок и запусков скважин с периодичностью 5-15 сут.
3. Импульсное волновое от изменения режимов работы нагнетательных скважин.
4. Волновое от перепадов давлений между зональными подгруппами скважины.
5. Стационарное в течение 6-8 мес для переформирования залежи.
6. Стационарное в течение 2 лет для переформирования залежи.
7. Взаимное и совокупное влияние этих 6 типов воздействий.
Предложенная система разработки позволяет снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу залежи, экономить ресурсы, рационально использовать пластовую жидкость.
П р и м е р. Разрабатывают нефтяную залежь длиной 14 км и шириной 12 км со следующими характеристиками: средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 5-12 м, пористость 11-14% проницаемость 78-190 мД, пластовое давление 37 МПа, пластовая температура 76оС, давление насыщения нефти 11,6-15,5 МПа, газосодержания 80-130 м3/т, плотность нефти 0,75 г/см3, динамическая вязкость 1 сПз, содержание парафина 5% содержание смол и асфальтенов 10%
Через 138-мь нагнетательных скважин закачивают пресную воду, сточную воду и их смеси, через 250-ть добывающих скважин отбирают нефть. Средняя обводненность добываемой продукции на 20-й год разработки достигла 90%
На залежи выделяют участок, ограниченный рядами нагнетательных скважин, между которыми размещены добывающие скважины. На участке размещены 40 нагнетательных скважин в два ряда и 75 добывающих скважин. Из 75 добывающих скважин выделяют первую группу скважин с обводненностью добываемой продукции 99-100% в количестве 9-ти. Выделяют вторую группу добывающих скважин с обводненностью добываемой продукции от 96 до 99% в количестве 15. Дебит по жидкости этих скважин составляет более 50 м3/сут. Выделяют третью группу добывающих скважин с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут в количестве 7-ми. В первой, второй и третьей группах содержится 31 скважина. Остальные 44-е скважины не относят к указанным группам, а эксплуатируют в постоянном нециклическом режиме эксплуатации.
75-ть добывающих скважин разделяют на две соседние зональные подгруппы. В первой зональной подгруппе размещено 39-ть добывающих скважин, среди которых 5-ть скважин первой группы, 8-мь скважин второй группы, 3-и скважины третьей группы и 23-и скважины, не отнесенные к группам. Отбор жидкости в первой зональной подгруппе составляет 2700 м3/сут. Все 39-ть добывающих скважин находятся в зоне воздействия 22 нагнетательных скважин, снабжающихся пресной водой от первой блочно-кустовой насосной станции. Объем закачки рабочего агента через первую блочно-кустовую насосную станцию составляет 6500 м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин составляет от 250 до 500 м3/сут.
Во второй зональной подгруппе размещено 36 добывающих скважин, среди которых 4 скважины первой группы, 7 скважин второй группы, 4 скважины третьей группы и 21 скважина, из числа не отнесенных к группам. Отбор жидкости во второй зональной подгруппе составляет 2650 м3/сут. Все 36 добывающих скважин находятся в зоне воздействия 18 нагнетательных скважин, снабжающихся сточной водой от второй блочно-кустовой насосной станции. Объем закачки рабочего агента через вторую блочно-кустовую насосную станцию составляет 6500 м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин составляет от 300 до 500 м3/сут.
В первой и второй зональных подгруппах останавливают 9 скважин первой группы сроком на два года, после двухлетней выдержки скважины эксплуатируют до 99% обводненности и снова останавливают и т.д.
В первой зональной подгруппе 8 скважин второй группы останавливают на 7 суток, затем эксплуатируют 7 суток и т.д. и так в течение 4-6 мес (2 скважины в течение 4 месяцев, 2-5 месяцев, 3-6 мес). За 7 суток остановки обводненность добываемой продукции уменьшается с 96-99% по разным скважинам до 70-90% При большей выдержке дальнейшего снижения обводненности практически не наблюдается. При эксплуатации скважин за 7 сут обводненность добываемой продукции увеличивается от 70-90% до 96-99%
Суммарная добыча нефти за 14 суток циклического режима превышает добычу нефти за тот же период в тех же скважинах, работающих в нециклическом режиме, на 10-20%
Циклический режим 8 скважин второй группы осуществляют в течение 4-6 мес, затем скважины останавливают на 6-8-мь мес.
Одновременно во второй зональной подгруппе 7 скважин второй группы останавливают на 7 сут, затем эксплуатируют 7 сут. и т.д. в течение 4-6 мес (3 скважины в течение 4 мес, 3-5 мес, 2-6 мес). При этом остановку скважин второй зональной подгруппы производят в противофазе со скважинами первой зональной подгруппы, т. е. скважины второй зональной группы останавливают в то время, когда скважины первой зональной подгруппы эксплуатируют и наоборот. После проведения циклического режима в течение 4-6 мес скважины второй группы второй зональной подгруппы останавливают на 6-8 мес так же, как и скважины первой зональной подгруппы, затем циклы повторяют и т.д.
Одновременно с остановкой добывающих скважин в первой зональной подгруппе уменьшают объем закачки воды от первой блочно-кустовой насосной станции через 22 нагнетательные скважины с 6500 до 3500 м3/сут. При эксплуатации добывающих скважин возобновляют закачку воды в объеме 6500 м3/сут.
Одновременно с остановкой добывающих скважин во второй зональной подгруппе уменьшают объем закачки сточной воды от второй блочно-кустовой насосной станции через 19 нагнетательных скважин с 6500 до 3250 м3/сут. При эксплуатации добывающих скважин возобновляют закачку сточной воды в объеме 6500 м3/сут.
Среднее значение объемов закачки рабочего агента составляет 4800-4900 м3/сут.
Третью группу добывающих скважин в количестве 7 периодически останавливают на время 6-24 ч и эксплуатируют в течение 6-24 ч в обеих зональных группах одновременно в течение 4-6-ти мес, после чего их останавливают на 6-8-мь мес и т.д.
Аналогично на залежи выделяют другие участки разработки и другие зональные подгруппы и разрабатывают залежь на вышеприведенных режимах.
Применение предлагаемого способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции, увеличить нефтеотдачу залежи, снизить эксплуатационные расходы и сократить сроки разработки залежи. При этом добыча нефти возрастает не только в скважинах с циклическим режимом работы, но и в скважинах с нециклическим режимом работы.
Формула изобретения: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй группе относят добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе относят добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4 6 месяцев добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6 8 месяцев, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4 6 месяцев периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6 8 месяцев, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.