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

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой. Задачей изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта заводнением при одновременном снижении отбора попутной воды. Для этого в предлагаемом способе после разбуривания залежи и отбора продукции из добывающих скважин давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины. Затем периодически отбирают нефть из этой зоны. 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: 2138625
Класс(ы) патента: E21B43/20
Номер заявки: 97107405/03
Дата подачи заявки: 06.05.1997
Дата публикации: 27.09.1999
Заявитель(и): Закрытое акционерное общество "Геотех"
Автор(ы): Нурмухаметов Р.С.; Кандаурова Г.Ф.; Хасанов Я.З.; Абдулмазитов Р.Г.; Муслимов Р.Х.; Сулейманов Э.И.
Патентообладатель(и): Закрытое акционерное общество "Геотех"
Описание изобретения: Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой.
Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [см. М.Л. Сургучев Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: Недра, 1985. -с 85.]. Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ, описанный в книге " Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России" / Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др." М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.1. -с.67.
Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин; отбор продукции из добывающих скважин; создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта.
Существенным недостатком этого способа является то, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т. к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает, чем для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды.
Целью изобретения является повышение нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта заводнением при одновременном снижении отбора попутной воды.
Указанная цель достигается описываемым способом, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта.
Новым является то, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны.
На фиг.1 представлен участок залежи, находящийся на поздней стадии, когда скважина обводнена из-за образования конуса подошвенной воды.
На фиг. 2 - то же, что и на фиг. 1, в режиме, когда скважина остановлена на гравитационное разделение нефти и воды.
На фиг. 3 - то же, что и на фиг. 2, в режиме отбора нефти из приустьевой зоны скважины.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, сосредоточенными в кровельной части структуры, эксплуатируют добывающей скважиной. Эксплуатация участка в начальной и последующих стадиях разработки велась при пластовом давлении, близком к первоначальному, т.е. равном гидростатическому, механизированным способом со спуском глубинного насоса в призабойную часть скважины.
В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса подошвенной воды.
По мере разработки залежи обводненность добывающих скважин возрастает и достигает 90-99%. При отборе продукции гидродимические силы превышают силы тяжести, поэтому подошвенная вода, вытеснив только часть нефти, поступает в скважину. Образуется конус подошвенной воды, которая препятствует поступлению нефти в скважину. Подошвенная вода из-за меньших фильтрационных сопротивлений промытой части пласта поступает в скважину. Скважина отбирает продукцию с большим процентом воды. Процесс эксплуатации залежи становится неэффективным.
По результатам исследования приступают к осуществлению способа.
Скважину останавливают и производят замер статического уровня. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости.
Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, она останавливается на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина-пласт. Предварительно же подземное оборудование (насос) для добычи демонтируется из скважины, со ствола скважины удаляется задавочная жидкость, пласт осваивается свабом на канате.
Из-за большего удельного веса подошвенная вода, находящая в стволе скважины и в конусе, будет стремиться занять нижнюю часть пласта, а нефть "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в подошвенную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину. Известно, что на нефть в призабойной зоне скважины действует выталкивающая сила равная произведению разности удельных весов воды и нефти на высоту столба воды, находящейся в стволе скважины.
Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи.
Скважина переводится на периодическую работу. Время, необходимое на накопление нефти, зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Для ускорения расслоения нефти и воды возможно использование внутрискважинной и призабойной обработки пласта деэмульгаторами и химическими реагентами, используемыми в нефтедобыче. Конкретная величина времени накопления нефти определяется в промысловых условиях. Скважина оборудуется датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После того, когда водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производится откачка нефти до появления воды. Способ добычи нефти зависит от скорости накопления нефти, поэтому могут использоваться различные виды отбора нефти: свабом на канате, насосом и др. Добытая нефть может транспортироваться бензовозами, откачкой в линию нефтепровода и др. После отбора нефти подошвенная вода вновь подтягивается к скважине. Скважина останавливается на накопление нефти. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта и вытесняет нефть в добывающую скважину. Затем циклы отбора и накопления нефти повторяются. Охват пласта заводнением возрастает без отбора попутной воды.
Пример конкретного выполнения. Участок залежи нефти с подошвенной водой (см. фиг. 1) эксплуатируется добывающей скважиной. Отбор продукции ведется с карбонатного пласта с общей толщиной 45 м, в т.ч. нефтенасыщенной 15 м, водонасыщенной - 30 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пласта в скважине 900 м. Залежь имеет активную законтурную область, поэтому она разрабатывается на естественном водонапорном режиме. В процессе бурения скважин был отобран керн. По результатам исследования керна были определены параметры пласта, по которым произведен подсчет запасов нефти. В районе этой скважины сосредоточено - 240 тыс. т балансовых запасов. Был произведен отбор пробы нефти. Нефть имеет низкое газосодержание. Удельный вес нефти равен 850 кг/м3, воды - 130 кг/м3.
Залежь разрабатывалась без поддержания пластового давления, механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80 м от устья скважины. После отбора 48 тыс. т нефти текущая обводненность продукции добывающих скважин достигла 99,8%. Результаты исследования скважин показали, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта и большая часть их связана с малоамплитудными поднятиями структуры.
Разработка залежи достигла предела рентабельной эксплуатации. Дебит скважины по нефти составляет 0,05 т/с, а по жидкости - 25 т/с.
Для гравитационного разделения нефти и воды в системе скважина -пласт скважину остановили. Насосное оборудование подняли на поверхность. Спустили насосно-компрессорные трубы, откачали задавочную жидкость свабом на канате, т. е. освоили пласт. Скважину оборудовали контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти в воде и накопления ее в скважине. Произвели замеры по отбивке раздела нефть-вода. За трое суток в скважине установился столб нефти высотой 250 м, что при 6'' эксплуатационной колонне составило 4,5 м3 (фиг. 2). По результатам исследования определили глубину спуска комбинированного насоса и установили программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спустили насос на глубину 300 метров (фиг. 3). Произвели отбор нефти. За год было произведено 100 циклов откачки нефти, что составило 450 тонн. За весь срок эксплуатации залежи отобрали 58 тыс. т нефти, что привело к повышению коэффициента нефтеизвлечения на 4% (табл).
На годовой отбор дополнительной нефти было затрачено 40 млн. рублей. Ценность дополнительной нефти составило 0,43 млн.руб/т ·450 т = 193 млн.руб. Экономический эффект за 1 год на одну скважину составил 153 млн.рублей.
Формула изобретения: Способ разработки водонефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, отличающийся тем, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны.