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

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами, в также с высокопарафинистыми и высоковязкими нефтями. Обеспечивает увеличение эффективности воздействия нагнетания воды на вытеснение нефти. Разрабатывают нефтяную залежь. Отбирают нефть через добывающие скважины. Поэтапно закачивают через нагнетательные скважины воду. Ее прогревают за счет теплообмена с горными породами. При определении технологического режима поэтапной закачки воды задают на каждом этапе объем закачки воды, нагретой до заданной температуры. Определяют интервал времени работы скважины при технологической выдержке на нагрев воды, заполняющей скважину. Определяют с учетом проявления неньютоновских свойств нефти в пласте зависимость падения приемистости нагнетательной скважины от продолжительности закачки и зависимость восстановления приемистости скважины при технологической выдержке на нагрев воды. Определяют интервал времени работы скважины на закачку нагретой воды в пласт. Заполняют скважину водой, ненагреваемой на поверхности. Задают технологические режимы процесса закачки на каждом этапе из двух интервалов работы скважины - выдержки на нагрев воды и времени закачки воды. Продолжительность одного этапа определяют по формуле. 3 ил., 1 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: 2119046
Класс(ы) патента: E21B43/24
Номер заявки: 96124568/03
Дата подачи заявки: 30.12.1996
Дата публикации: 20.09.1998
Заявитель(и): Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" (RU)
Автор(ы): Сафронов С.В.(RU); Зайцев С.И.(RU); Степанова Г.С.(RU); Жданов С.А.(RU); Абмаев В.С.(RU); Муллаев Бертик Тау-Султанович (KZ); Жангазиев Жаксалык Смагулович (KZ); Герштанский Олег Сергеевич (KZ); Киинов Ляззат Кетебаевич (KZ)
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" (RU)
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений нефтей с проявлением неньютоновских свойств нефти в пласте, а также с высокопарафинистыми и высоковязкими нефтями.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины нагретой воды и отбора нефти через добывающие скважины [1].
Недостатком способа является необходимость нагрева воды на поверхности, что связано с организацией сложного энергетического хозяйства, увеличением себестоимости добываемой нефти и ростом энергетических затрат.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды с одновременным нагревом воды глубинным теплом Земли в нагнетательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины [2].
Недостатком способа является то, что для получения на забое нагнетательной скважины заданной температуры приходится значительно увеличивать длину и изменять угол наклона нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости скважины, а следовательно, к увеличению себестоимости добываемой нефти.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий технологическую выдержку воды в нагнетательной скважине до достижения заданной температуры с последующей ее закачкой в призабойную зону пласта и отбор нефти через добывающие скважины [3]. - Прототип.
Недостаток известного способа состоит в том, что не задаются технологические режимы поэтапной закачки, в том числе не учитывается время перекачки нагреваемой воды из скважины в пласт, что обуславливает недостаточно высокую эффективность воздействия вытесняющего агента - воды на процесс вытеснения нефти.
Цель изобретения - увеличение эффективности воздействия нагнетания воды на процесс вытеснения нефти.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины воды, подогреваемой за счет теплообмена с горными породами, согласно изобретению при определении технологического режима поэтапной закачки воды задают на каждом этапе объем закачки воды, нагретой до заданной температуры, определяют интервал времени работы скважины при технологической выдержке на нагрев воды, заполняющей скважину, определяют с учетом проявления неньютоновских свойств нефти в пласте зависимость падения приемистости нагнетательной скважины от продолжительности закачки и зависимость восстановления приемистости скважины при технологической выдержке на нагрев воды, определяют интервал времени работы скважины при последующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, заполняют скважину водой, ненагреваемой на поверхности, задают технологические режимы процесса закачки на каждом этапе из двух интервалов работы скважины - технологической выдержки на нагрев воды, заполняющей скважину, и времени закачки нагреваемой воды, производят последующую закачку воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта и технологическую выдержку на заданном режиме, заполняют освободившееся пространство скважины водой, ненагреваемой на поверхности, при этом операции повторяют до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды, причем продолжительность одного этапа закачки определяют по формуле.
Tэт=tнагр+tзак,
где
Tэт - продолжительность одного этапа работы скважины, час;
tнагр - время технологической выдержки при нагреве воды в скважине до заданной температуры, час;
tзак - интервал времени работы скважины при последующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, час, определяемый из соотношения:

где
Wзак - одноразовый объем закачки, м3;
Kпр(t) - коэффициент приемистости скважины, м3/(сут.МПа);
t - время, час;
Pнагн - давление нагнетания воды в пласт, МПа.
Сущность предлагаемого изобретения состоит в использовании особенностей фильтрации нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте, связанных с уменьшением коэффициента приемистости скважины за время закачки воды и последующим его восстановлением за время остановки скважины, причем остановки скважины одновременно используют для нагрева заполняющей ее воды геотермальным теплом Земли продолжительностью, обеспечивающей нагрев до заданной температуры, определяемой условиями разработки, а также в использовании такого свойства нефтей, как уменьшение вязкости при нагреве, приводящее к увеличению степени ее подвижности в пласте, оказывающей значительное влияние на повышение эффективности разработки месторождения.
Нефти многих месторождений, содержащие значительное количество парафина, смол, асфальтенов и жидких углеводородов, обладают в пластовых условиях структурно-механическими свойствами, характерными для неньютоновских жидкостей. Для парафинистых нефтей существует переходная температура, разделяющая в условиях термодинамического равновесия однофазное состояние нефти от двухфазного (жидкость + твердая фаза). Она известна как температура насыщения нефти парафином. Твердая фаза, выпадающая из нефти, наряду с парафинами содержит также смолы и асфальтены.
Условиями разработки не допускается выпадение в пористой среде твердой фазы, поэтому температура закачиваемой в пласт воды должна превышать или быть равной температуре насыщения нефти парафином.
Другая особенность свойств нефтей состоит в сильной зависимости вязкости от температуры. Так, вязкость нефти при нагреве вытесняющей воды уменьшается на порядок, и на столько же увеличивается подвижность флюида в пласте. Поэтому посредством нагрева воды обеспечивают повышение ее вытесняющего воздействия и увеличение нефтеотдачи пласта.
Эти условия обуславливают целесообразность применения периодической закачки вытесняющей воды в пласт для прерывания процесса падения Kпр, его восстановления при остановке скважины и одновременного нагрева воды, заполняющей скважины.
Задают или определяют следующие технологические параметры режима периодической закачки нагреваемой воды в нагнетательной скважине: одноразовый объем закачки, Wзак, м3; давление нагнетания воды в пласт, Pнагн, МПа; продолжительность одного этапа работы скважины, Tэт, час, состоящего из интервала времени работы скважины при последующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, tзак, час, и времени технологической выдержки при нагреве воды в скважине до заданной температуры, tнагр, час.
Для получения технологических параметров периодической закачки определяют интервал времени остановки скважины, необходимый для нагрева закачиваемой воды в нагнетательной скважине от окружающих горных пород до заданной температуры - время технологической выдержки при нагреве воды в скважине до заданной температуры, tнагр, мин. Заданную температуру нагрева - tзад, oC, определяют из условий разработки. Так, например, для высокопарафинистой нефти температура нагрева вытесняющего агента должна быть равной или превосходить температуру насыщения нефти парафином. Для высоковязких нефтей tзад определяют из условия уменьшения вязкости и увеличения подвижности нефти.
Возможны несколько способов определения интервала времени остановки скважины tнагр.
Первый из них - расчетный. Он состоит в решении аналитической задачи теплопритока к вытесняющему агенту, заполняющему скважину, от окружающих горных пород. Для решения этой задачи составляют тепловую модель пласта, в которую входят теплофизические свойства горных пород и вытесняющего агента. Эти свойства определяют, например, на образцах керна и проб флюида, используемого как рабочий агент. Интервал времени остановки скважины определяют из решения задачи нагрева заполняющей ее воды.
Второй способ - экспериментальный, основанный на пробных испытаниях скважины. Согласно ему время нагрева воды определяют по показаниям термометра, опущенного в скважину, по которому определяют нагрев до заданной температуры. Испытание скважины проводят в несколько этапов, фиксируя на каждом этапе время нагрева. Испытание скважины продолжают до тех пор, пока периоды нагрева tнагр не начнут повторяться.
Третий способ - аналоговый. Он основан на исследовании предыдущего опыта периодической закачки на других скважинах. Согласно этому время нагрева на этапах - tнагр определяют на основании использования аналогии в переходном процессе нагрева до выхода на повторяющийся периодический режим по ранее известным результатам его определения и моделирования процесса поэтапного нагрева.
После определения продолжительности нагрева - tнагр переходят к определению времени закачки - tзак заданного объема нагреваемой воды на каждом этапе. Своеобразие его определения связано с особенностью фильтрации нефтей с неньютоновскими свойствами, состоящей в наблюдаемом по опыту разработки месторождений процессе изменения продуктивности скважины в течение времени фильтрации при вытеснении нефти водой. Если воду в пласт подавать непрерывно, то, как установлено в лабораторных исследованиях на пробах нефти Харьягинского месторождения, в начале подачи приемистость пласта будет большой, а затем она все время уменьшается, и эта тенденция сохраняется вплоть до конца подачи воды. Для оценки этого процесса на моделирующей установке проводили опыт по вытеснению нефти из пласта водой с периодической ее подачей на нефти V объекта Харьягинского месторождения.
Результат этих опытов для нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте, использованный в предлагаемом способе, состоит в получении количественных данных по изменению (падению) Kпр нагнетательной скважины за время фильтрации и по его восстановлению за время остановки скважины. Эта особенность процесса фильтрации нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте открывает возможность использования вместо непрерывной закачки периодического процесса вытеснения нефти водой, причем время отключения скважины на восстановление приемистости одновременно совмещают с технологической выдержкой скважины на нагрев заполняющей ее воды.
Время закачки нагреваемой воды в пласт имеет особое значение для залежей нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте, поскольку такие залежи характеризуются низкой пропускной способностью при закачке воды в пласт. Это связано с небольшим значением подвижности нефти в пласте, а также с той особенностью фильтрации неньютоновской жидкости, которая связана с уменьшением коэффициента продуктивности добывающих скважин и соответственно коэффициента приемистости нагнетательных скважин в процессе фильтрации.
В изобретении используют особенность функционирования скважины, связанную с ее способностью к восстановлению приемистости за время остановки. С этой целью моделировали процесс фильтрации в опытах на лабораторной установке с определением Kпр для парафиносодержащей нефти Харьягинского месторождения, V объекта разработки. Опыты на модели проводили следующим образом. В трубу, заполненную кварцевым песком, насыщенным нефтью, производили периодическую закачку воды с периодом около 5 часов с последующей остановкой той же продолжительности. В процессе фильтрации определяли зависимость Kпр во времени. Всего проведено 3 периода испытаний с получением соответственно 3 участка кривой продуктивности.
На фиг. 1 приведены результаты лабораторных опытов вытеснения нефти с неньютоновскими свойствами нефти в пласте, водой на модельной установке - кривая 1. Моделировалось изменение приемистости скважины в процессе фильтрации при вытеснении нефти водой с ее периодической подачей.
Нефть получили из скважины V объекта разработки Харьягинского месторождения.
Полученные на лабораторной установке опытные данные по вытеснению нефти на основании баланса закачки-отбора, справедливого для моделирующей установки, перенесены на нагнетательные скважины. Кроме того, результаты опыта приведены путем пересчета к новому режиму закачки, соответствующему условиям нагнетательной скважины.
Зависимость падения Kпр на трех участках кривой I, II и III соответствует трем периодам закачки воды. Получены фактические данные по падению Kпр на каждом из участков периодической закачки и по величине восстановления продуктивности в процессе остановки. Начиная уже с III периода, Kпр после остановки скважины совпал с его предыдущим значением во II периоде, что свидетельствует о возможном начале стабилизации режимов периодической закачки.
Остановка процесса фильтрации прерывает падение Kпр, предполагаемый характер которого, в случае непрерывной закачки, представлен пунктирной кривой 2 на продолжении участка I на фиг.1.
Таким образом, получен из приведенных опытов важный результат для неньютоновских нефтей, характеризующий преимущество периодической закачки + остановки скважины, в сравнении с непрерывным процессом закачки. Это преимущество используют в предлагаемом способе разработки месторождений нефтей с неньютоновскими свойствами. Кроме того, в предлагаемом изобретением способе разработки месторождения остановка скважины совпадает с технологической выдержкой на нагрев воды - tнагр от окружающих горных пород.
Кривую 1 на фиг.1 используют как исходную для определения режимов закачки нагреваемой воды по предлагаемому способу. Для этого кривую 1 преобразуют применительно к заданному объему закачки. Способ преобразования получают с использованием зависимостей накопленной приемистости скважины, приведенной на фиг.2.
Преобразованные кривые представлены на фиг.1 штрихпунктирными линиями 3 (кроме I-го участка, который совпадает с начальным участком, полученным из опыта).
Эти зависимости соответствуют уменьшенной величине периода закачки в сравнении с опытом, характеризуются меньшим падением продуктивности скважины за период закачки, что в сочетании с восстановлением продуктивности скважины при ее остановке приводит к малому изменению Kпр от периода к периоду.
Как видно из фиг. 1, уменьшение периода работы скважины, соответствующее примеру разработки, ограничивает падение Kпр нагнетательской скважины и способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой.
Для сопоставления с ньютоновскими жидкостями, для которых продуктивность скважины не меняется, на фиг. 1 приведена зависимость 4 для постоянного Kпр, равного его начальному максимальному значению.
По формуле (1) определяют по участкам I, II, III кривой 1 накопленную приемистость W(t), м3, нагнетательной скважины

представленной на фиг. 2 в виде кривой 1 - сплошная линия с местами излома, соответствующими остановке скважины. Такие же зависимости W(t) определяют для кривых 2 и 4, которые также приведены на фиг. 2, причем на всех фигурах используют единые обозначения для кривых.
Время закачки заданного объема воды Wзак определяют из формулы (1) представлением ее в виде (2)

В соотношении (2) неизвестная величина tзак входит в верхний предел интеграла. Для ее определения используют графический метод.
По кривой 1 определяют продолжительность закачки на первом периоде. Метод определения поясняют на фиг. 2. Для этого на фиг. 2 по вертикальной оси накопленной закачки W откладывают ординаты, равные заданному объему Wзак, и от них проводят горизонтальные линии. По точке пересечения первой горизонтальной линии с кривой 1 на оси времени определяют продолжительность закачки заданного объема воды на первом периоде - tзак. Далее возвращаются к кривой 1 на фиг. 1 и для момента времени tзак определяют участок кривой 1, ему предшествующий. Он соответствует зависимости Kпр на режиме работы нагнетательной скважины на первом периоде закачки с падением приемистости от начального значения до величины, соответствующей на кривой 1 моменту tзак.
Далее скважину останавливают для нагрева продолжительностью tнагр. За время остановки Kпр скважины восстанавливается, причем его величину определяют по результатам лабораторного опыта. Для этого результат восстановления в течение 5 час берут в пропорциональном отношении ко времени остановки tнагр.
Далее следующий за tзак участок кривой I переносят эквидистантно по вертикали на высоту восстановления Kпр. На фиг. 1 результат такого переноса обозначен ступенькой вверх штрихпунктирной линией после первого интервала закачки.
Далее продолжают определение накопленной приемистости скважины уже по восстановленному участку - кривой 3 на участке, обозначенном 2эт, его интегрированием по формуле (1), результаты которого наносят на кривую 3 фиг. 2. Из этого графика определяют для второго объема закачки Wзак время закачки на 2 этапе. Для этого, как и в предыдущем случае, на оси накопленной приемистости - вертикальной оси фиг. 2, откладывают отрезок, равный заданному объему закачки, и проводят горизонтальную линию до пересечения с кривой 3. Найти время tзак на 2 этапе, вновь возвращаются к фиг. 1, получают участок 3 и время закачки на третьем периоде. Также получают участки 4, 5, 6, и т.д.
В результате продолжительность одного этапа закачки Тэт, мин, определяют по формуле
Tэт=tнагр+tзак. (3)
На фиг. 2 приведены данные по накопленной приемистости непрерывно работающей скважины (кривая 2) и для постоянного Kпр (кривая 4) с теми же обозначениями линий, что и на фиг. 1. Тем самым определяют все технологические режимы периодической закачки воды в скважину.
Для установления преимущества предлагаемого способа определены технологические режимы периодической закачки - tзак для остальных кривых 1, 2, 4. Продолжительности закачки - tзак определяют из фиг. 2 по точкам пересечения горизонтальных линий, соответствующих заданной величине объема закачки, также как это делали для кривой 3.
Результаты определений приведены на графике фиг. 3. Минимальное время закачки соответствует кривой 4 при постоянном коэффициенте приемистости нагнетательной скважины. Однако эта зависимость соответствует ньютоновским жидкостям и для предлагаемого способа не подходит. Тем не менее по ней определяют нижний предел времени закачки, который может быть достигнут для нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте.
Ближе всего к линии 4 расположены данные по кривой 3, соответствующей предлагаемому способу. Получены практически одинаковые величины времени закачки, небольшие по величине и близкие по своему значению к нижнему пределу. В противоположность этому кривые 1 и 2 имеют тенденцию увеличения времени закачки по этапам.
Из рассмотренного следует преимущество предлагаемого способа выбора технологических режимов закачки, обеспечивающее высокоэффективное воздействие по вытеснению нефтей с неньютоновскими свойствами водой.
Пример осуществления способа
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания пласта 2800 м, пластовое давление 30 МПа, пластовая температура 80oC, температура насыщения нефти парафином 71oC, содержание парафина 13,2%, коэффициент проницаемости пласта 0,12 мкм2, коэффициент пористости 22%, плотность нефти 842 кг/м3, вязкость нефти 4,1 мПа·с, объемный коэффициент 1,4, коэффициент сжимаемости 15·10-4 МПа-1, коэффициент теплопроводности нефти 0,1395 Вт/(м·K), удельная теплоемкость нефти 1,985 кДж/(кг·K); свойства горных пород: плотность 2500 кг/м3, коэффициент теплопроводности 1,7 Вт/(м·K), коэффициент температуропроводности 7,3 м2/с, удельная теплоемкость 1,03 кДж/(кг · K).
Наличие парафина является в данном случае одной из причин проявления неньютоновских свойств при фильтрации жидкости.
Отбирают нефть через 64 добывающие скважины и закачивают поэтапно ненагретую на поверхности воду через 13 нагнетательных скважин.
Одна из нагнетательных скважин работает по предлагаемому способу. Определяют технологические режимы периодической закачки нагреваемой воды в нагнетательную скважину на каждом периоде.
Технологический режим на одном этапе закачки-остановки скважины состоит из следующих параметров: одноразового объема закачки, Wзак, м3; заданной температуры нагрева воды, tзад, oC, времени технологической выдержки при нагреве воды в скважине до заданной температуры и одновременно при восстановлении коэффициента приемистости - tнагр; интервала времени работы скважины при последующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта - tзак и давления нагнетания воды в пласт - Pнагн.
Исходя из условия разработки - предупреждения выпадения парафина в пласте, заданную температуру нагрева закачиваемой жидкости в данном примере принимают равной температуре насыщения нефти парафином tзад = 71oC.
Закачиваемый объем воды в одном периоде принимают равным Wзак = 10 м3, давление нагнетания Pнагн = 12,6 МПа.
Для определения времени нагрева - tнагр от окружающих горных пород объема периодически закачиваемой воды принимают метод аналогий. Для этого используют полученные по другой скважине данные по нагреву. По этим данным при первом заполнении скважины время нагрева составило 6 час, что соответствует предварительному этапу. За это время произошел нагрев закачиваемого объема воды в пласт, равного Wзак, до средней температуры, равной tзад = 71oC. Данный объем воды составляет высоту столба скважины, равную 600 м. Одновременно с этим столбом в скважине происходил нагрев вышерасположенного участка скважины, так что следующая порция воды, находящаяся над первым столбом, прошла одновременно предварительный нагрев. Из-за этого на первом этапе, следующем за предварительным, потребовалось меньшее время нагрева до температуры tзад, равное 3 час.
На втором этапе время нагрева еще уменьшилось и составило 1,5 час.
На третьем и последующих этапах времени нагрева объема закачиваемой воды до заданной температуры стабилизировалось и составило 1 час.
Для определения времени закачки - tзак использованы лабораторные опытные данные, приведенные на фиг.1.
По данным лабораторного опыта моделировалась зависимость коэффициента приемистости нагнетательной скважины от времени Kпр = f(t) в процессе фильтрации при периодической закачке воды в модель пласта.
Опыт состоял из 3-х периодов закачки + остановки суммарной продолжительностью по 10 часов каждый, включающий 5 часов закачки и 5 часов остановки, которым на фиг. 1 соответствуют участки I, II, III. По формуле (1) определяют по этим участкам накопленную приемистость нагнетательной скважины, представленную на фиг. 2 в виде кривой 1 - сплошная линия с местами излома, соответствующими остановке скважины. По этой кривой определяют продолжительность закачки на первом периоде. Метод определения состоит в решении соотношения (2), для чего используют графический метод, поясняемый на фиг.2.
На фиг. 2 по вертикальной оси накопленной закачки W(t) выбирают ординату, равную заданному объему закачиваемой воды на первом периоде, составляющему согласно данному примеру Wзак = 10 м3. По этой ординате на горизонтальной оси времени определяют продолжительность закачки заданного объема воды на первом периоде, составившую tзак = 1,2 час. Далее возвращаются к кривой 1 на фиг. 1 и для момента времени tзак определяют участок кривой, ему предшествующий. Он соответствует зависимости Kпр на режиме работы нагнетательной скважины на первом периоде закачки с падением приемистости от начального значения до величины, соответствующей на кривой 1 моменту tзак.
Далее скважину останавливают для нагрева.
Продолжительность остановки определяют из условия нагрева до заданной температуры. Она определена по аналогии и составила tнагр = 3 час.
За время остановки коэффициент приемистости скважины восстанавливается, причем величину восстановления определяют по результатам моделирования процесса фильтрации в лабораторном опыте. По результатам восстановления Kпр в течение 5 часов, приведенного на кривой 1, берут величину восстановления для точки tзак в пропорциональном отношении ко времени остановки.
Далее следующий за tзак участок кривой I переносят эквидистантно по вертикали на высоту восстановления Kпр. На фиг. 1 результат такого переноса обозначен ступенькой вверх штрихпунктирной линии после первой вертикальной линии, соответствующей первой остановке (после первого интервала закачки).
Далее продолжают определение накопленной приемистости скважины уже по восстановленному участку - кривой 3 на участке, обозначенном 2эт, его интегрированием по формуле (1), результаты которого наносят на кривую 3 - штрихпунктирный график фиг. 2. Из этого графика определяют для заданного объема воды 10 м3 продолжительность закачки на 2 этапе. Для этого, как и в предыдущем случае, на оси накопленной приемистости - вертикальной оси фиг. 2, откладывают отрезок, равный заданному объему закачки, и проводят горизонтальную линию до пересечения с кривой 3. Найдя эту продолжительность, которая на 2 этапе закачки составила 1,24 часа, вновь возвращаются к фиг. 1, получают участок 3 и время закачки на третьем периоде. Также получают участки 4, 5, 6 и т.д. Полученные данные приведены в таблице.
Для установления преимущества предлагаемого способа определены технологические режимы периодической закачки для остальных кривых 1, 2, 4. Продолжительности закачки - tзак определяют из фиг. 2 по точкам пересечения горизонтальных линий, соответствующих заданной величине объема закачки, также как это делали для кривой 3. Результаты определений приведены на графике фиг. 3. Минимальное время закачки соответствует привой 4 при постоянном коэффициенте приемистости нагнетательной скважины.
Однако эта зависимость соответствует ньютоновским жидкостям и для предлагаемого способа не подходит. Тем не менее по ней определяют нижний предел времени закачки, который может быть достигнут для нефтей с неньютоновскими свойствами.
Ближе всего к линии 4 расположены данные по кривой 3, соответствующей примеру использования предлагаемого способа. Получены для данного примера по всем этапам практически одинаковые величины времени закачки - tзак, небольшие по величине и близкие по своему значению к нижнему пределу. В противоположность этому кривые 1 и 2 имеют тенденцию увеличения времени закачки - tзак по этапам.
Таким образом, выбор технологических режимов закачки по предлагаемому способу обеспечивает высокоэффективное воздействие по вытеснению водой нефтей с неньютоновскими свойствами нефти в пласте.
Источники информации
1. Шейнман А.Б. и др. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. Недра, 1969, с. 46-50.
2. Обзор: Разработка нефтяных месторождений наклонно-нагнетательными скважинами.- М.: Недра, 1974, с. 80.
3. Патент РФ N 2038468, кл. E 21 B 43/24, опубл. 1995 г. - прототип.
Формула изобретения: Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и поэтапную закачку через нагнетательные скважины воды, подогреваемой за счет теплообмена с горными породами, до достижения заданной температуры воды в зоне нагрева с последующей закачкой воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, отличающийся тем, что при определении технологического режима поэтапной закачки воды задают на каждом этапе объем закачки воды, нагретой до заданной температуры, определяют интервал времени работы скважины при технологической выдержке на нагрев воды, заполняющей скважину, определяют с учетом проявления неньютоновских свойств нефти в пласте зависимость падения приемистости нагнетательной скважины от продолжительности закачки и зависимость восстановления приемистости скважины при технологической выдержке на нагрев воды, определяют интервал времени работы скважины при следующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, заполняют скважину водой, ненагреваемой на поверхности, задают технологические режимы процесса закачки на каждом этапе из двух интервалов работы скважины - технологической выдержки на нагрев воды, заполняющей скважину, и времени закачки нагреваемой воды, производят последующую закачку воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта и технологическую выдержку на заданном режиме, заполняют освободившееся пространство скважины водой, ненагреваемой на поверхности, при этом операции повторяют до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды, причем продолжительность одного этапа закачки определяют по формуле
Tэт = tнагр + tзак,
где Tэт - продолжительность одного этапа работы скважины, ч;
tнагр - время технологической выдержки при нагреве воды в скважине до заданной температуры, ч;
tзак - интервал времени работы скважины при последующей закачке воды из зоны нагрева в призабойную зону пласта, ч, определяемый из соотношения

Wзак - одноразовый объем закачки, м3;
Kпр(t) - коэффициент приемистости скважины, м3/(сут · МПа);
t - время, ч;
Pнагн - давление нагнетания воды в пласт, МПа.