Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ - Патент РФ 2103484
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ
СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЙ НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на неоднородные нефтяные пласты. Задача изобретения - повышение эффективности способа за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования. Для этого закачивают в пласт водогазовую смесь с соотношением объемов воды и газа 1: 1. Периодически, через каждые 12 мес, отсчитывая от начала закачки смеси в пласт, осуществляют выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости и производят увеличение отборов из выбранных скважин, при этом выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости осуществляют при одновременном выполнении неравенств rн > 0,5; rв <0,5; rг <0,5, где rн,rв,rг - коэффициент ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, дебитами жидкости и воды, дебитами жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемые по приведенным в тексте описания формулам. 6 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

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: 2103484
Класс(ы) патента: E21B43/18
Номер заявки: 95107275/03
Дата подачи заявки: 04.05.1995
Дата публикации: 27.01.1998
Заявитель(и): Научно-производственное управление Акционерного общества открытого типа "Оренбургнефть"
Автор(ы): Алеев Ф.И.; Иванов С.В.; Кириллов С.А.; Кивилев П.П.; Ходырев В.А.
Патентообладатель(и): Научно-производственное управление Акционерного общества окрытого типа "Оренбургнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на неоднородные нефтяные пласты.
Известен способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт с применением форсированного отбора жидкости, при этом выбор скважин для увеличения отбора жидкости осуществляется с использованием коэффициентов ранговой корреляции Спирмена с учетом данных о дебите жидкости, нефти, воды [1].
Известный способ имеет тот недостаток, что не позволяет вырабатывать запасы нефти из верхней части пласта.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому эффекту является способ воздействия на неоднородный пласт, заключающийся в нагнетании смеси газа в пласт [2].
Недостатком известного способа является невысокая степень равномерности распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, что приводит к быстрому прорыву газа в добывающие скважины.
Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет выравнивания фронта вытеснения и подключения в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования.
Цель достигается тем, что в предлагаемом способе воздействия на неоднородный нефтяной пласт, включающем закачку водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, производят закачку водогазовой смеси с соотношением воды и газа 1:1 периодически через каждые 12 мес со дня начала закачки смеси, осуществляют выбор добывающих скважин при одновременном выполнении неравенств
rн > 0,5; rв <0,5; rг <0,5
> где rн, rв, rг - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемой по формулам

где dнi, dвi, dгi - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и газового фактора в данной скважине в течение года;
n = 12 - число месячных дебитов жидкости, нефти, воды и газового фактора в данной скважине в течение года.
Способ осуществляется следующим образом.
Вначале производят закачку в пласт водогазовой смеси с соотношением воды и углеводородного газа 1:1.
Параллельно с этим процессом периодически через каждые 12 мес, отсчитывая от начала закачки смеси в пласт, осуществляют выбор добывающих скважин для увеличения отборов жидкости на основании расчетов коэффициентов ранговой корреляции.
Методика определения коэффициентов Спирмена подробно описана в работе [1].
Скважины подлежат увеличению отборов жидкости при одновременном выполнении неравенств
rн > 0,5; rв <0,5 и rг <0,5.
> Неравенство rг <0,5 обозначает, что увеличение отборов жидкости необходимо проводить в скважинах, в которых увеличение депрессии не приведет к прорыву газа к забоям скважин.
Рассчитав по исходным данным за 12 мес коэффициенты, отсчет времени ведется от начала закачки водогазовой смеси в пласт, производят выбор добывающих скважин для увеличения отбора жидкости.
При этом осуществляют увеличение отборов жидкости из выброшенных скважин.
Через 12 мес снова проводят расчеты, выбор скважин и увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.
Непрерывная закачка водогазовой смеси с соотношении объемов 1:1 проводятся до тех пор, пока отбор продукции из добывающих скважин не достигнет предела рентабельной обводненности (59%).
Закачка водогазовой смеси способствует повышению схвата неоднородного пласта заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых вытесняемым агентом.
Увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин ведет к более равномерному распределению нагнетаемого газа по заводняемому объему вблизи залежи и подключение в разработку участков пласта, неохваченных процессом дренирования.
Для выявления эффективности предлагаемого способа воздействия было проведено моделирование процесса разработки залежи пласта В1 с использованием закачки водогазовой смеси. Исследования проводились с помощью численной модели трехфазной фильтрации с применением ЭВМ. В расчетах использовались следующие исходные данные: глубина залегания пласта - 1680 м; нефтенасыщенная толщина - 5,5 м; пористость - 18%; проницаемость - 0,045 мкм2; расчлененность - 2,1; пластовое давление - 17 МПа; температура - 34oC; вязкость нефти, воды и закачиваемого углеводородного газа в пластовых условиях - 4,8; 1,2 и 0,018 МПа. В расчетах принята двухслойная модель пласта, неоднородного по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности.
При этом рассматривались технологии закачки водогазовой смеси с различной объемной долей газа - 0,75, 0,5 и 0,25.
Расчеты показали, что самой эффективной оказалась технология закачки водогазовой смеси с долей газа 0,5. В этом случае достигается наибольший коэффициент нефтеотдачи. Результаты расчета приведены в табл. 1.
При этом известно, что увеличение отборов жидкости из добывающих скважин ведет к росту скорости фильтрации нефти в пласте, а следовательно, в конечном итоге к увеличению нефтеотдачи.
Таким образом, наибольшей эффективностью будет обладать предложенный способ воздействия на неоднородный пласт.
Данный способ был опробован на участке пласта В1 с 5 добывающими и 1 нагнетательной скважиной.
В нагнетательную скважину была проведена закачка водогазовой смеси с соотношением объемов воды и попутного углеводородного газа 1:1 (доля газа 0,5).
По истечении 12 мес по дебитам жидкости, нефти, воды и текущим значениям газового фактора (C1) были рассчитаны коэффициенты rн, rв и rг.
В табл. 2 - 6 приведены расчеты коэффициентов ранговой корреляции.
Для скважин А и Д условие rн > 0,5; rв <0,5; rг > 0,5 выполняется, поэтому они подлежат увеличению отборов жидкости.
Для скважин Б, В и Г это условие не выполняется. Режимы работы этих скважин остаются без изменения.
При этом средний дебит жидкости скважины А и Д увеличился со 173 до 234 м3/сут, а обводненность уменьшилась. Последнее свидетельствует о подключении в процессе разработки слабодренированных запасов нефти.
Новизной предлагаемого технического решения является использование нагнетания водогазовой смеси совместно с увеличением отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.
Формула изобретения: Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт, включающий закачку в него водогазовой смеси через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что в пласт закачивают водогазовую смесь с соотношением объемов воды и газа 1 1, одновременно с закачкой смеси периодически через каждые 12 месяцев, отсчитывая от начала закачки, осуществляют выбор добывающих скважин, удовлетворяющих следующим выражениям:
rн> 0,5,
rв< 0,5,
rг< 0,5,
где rн, rв, rг - коэффициенты ранговой корреляции Спирмена соответственно между дебитами жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и месячными значениями газового фактора в данной скважине, определяемые в соответствии с выражениями



где dнi, dвi, dгi - разности соответственно рангов дебитов жидкости и нефти, жидкости и воды, жидкости и газового фактора в данной скважине;
n 12 число месячных дебитов жидкости, нефти, воды и газового фактора в данной скважине в течение года,
а затем производят увеличение отборов жидкости из выбранных добывающих скважин.