Способ разработки нефтяной залежи

 

Способ разработки нефтяной залежи относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтью. Задача изобретения - снижение себестоимости добываемой нефти за счет снижения энергозатрат на нагрев закачиваемой воды. Задача достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Перед закачкой обеспечивают отсутствие поступления воды из нагнетательных скважин и призабойную зону пласта и обратно, заполняют скважину водой, контролируют температуру нагрева воды в нагнетательных скважинах, проводят технологическую выдержку до достижения заданной температуры воды на забое скважин, определяют темп закачки воды в нагревательные скважины в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород, необходимый для нагрева воды до заданной температуры в процессе ее движения по стволу скважины от устья до забоя, обеспечивают поступление воды из нагревательных скважин в призабойную зону пласта, закачивают воду в нагнетательные скважины с расходом, не превышающим определенный темп закачки до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме. При перемешивании воды в скважине темп закачки увеличивают на величину до 5%. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с высокопарафинистой и высоковязкой нефтью.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины нагретой воды и отбора нефти через добывающие скважины [1] Недостатком способа является необходимость создания на месторождении системы поддерживания пластовой температуры, что связано с организацией сложного энергетического хозяйства и увеличение себестоимости добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.

Известен способ разработки месторождений парафинистых нефтей путем закачки через нагнетательные скважины ненагретой воды и отбора нефти через добывающие скважины [2] При таком способе происходит понижение пластовой температуры в призабойной зоне пласта, выпадение из нефти растворенного парафина и резкое снижение добычи нефти при росте обводненности добываемой продукции.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды и одновременный нагрев воды глубинным теплом Земли в нагнетательных скважинах и отбор нефти через добывающие скважины [3] В известном способе для получения на забое нагнетательной скважины температуры воды равной или выше пластовой 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.

Цель изобретения снижение себестоимости добываемой нефти за счет снижения на нагрев закачиваемой воды.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины согласно изобретению перед закачкой обеспечивают отсутствие поступления воды из нагнетательных скважин в призабойную зону пласта и обратно, заполняют скважину водой, контролируют температуру нагрева воды в нагнетательных скважинах, проводят технологическую выдержку до достижения заданной температуры воды на забое скважины, определяют темп закачки воды в нагнетательные скважины в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород, необходимый для нагрева воды до заданной температуры в процессе ее движения по стволу скважины от устья до забоя, обеспечивают поступление воды из нагнетательных скважин в призабойную зону пласта, закачивают воду в нагнетательные скважины с расходом, не превышающем определенный темп закачки, до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме.

В нагнетательных скважинах может проводиться перемешивание воды при закачке с увеличением темпа закачки воды до 5% по сравнению ос определенным.

Существенными признаками изобретения является: 1. закачка воды через нагнетательные скважины; 2. отбор нефти через добывающие скважины; 3. обеспечение отсутствия поступления воды из нагнетательных скважин в призабойную зону и обратно; 4. время проведения операции 3 перед закачкой воды в нагнетательные скважины; 5. заполнение нагнетательных скважин водой; 6. контроль температуры нагрева воды в нагнетательных скважинах;
7. проведение технологической выдержки до достижения заданной температуры воды на забое скважины;
8. определение темпа закачки воды в нагнетательные скважины в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород, необходимого для нагрева воды до заданной температуры в процессе ее движения по стволу скважины от устья до забоя;
9. обеспечение поступления воды из нагнетательных скважин в призабойную зону пласта;
10. закачка воды в нагнетательные скважины с расходом, не превышающим определенный темп закачки;
11. закачку воды проводят до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме.

12. закачивают воду в нагнетательные скважины с увеличенным до 5% темпом по сравнению с определенным с одновременным перемешиванием воды в скважине.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 12 является частым признаком изобретения.

Известные способы разработки, предусматривающие нагрев нагнетаемой воды за счет геотермального тепла Земли, имели тот недостаток, что воду в нагнетательной скважине подавали непрерывно и с большим расходом. Это ограничивало время нагрева нагнетаемой воды временем ее пребывания в стволе скважины в процессе ее движения от устья к забою, в результате чего температура нагрева могла оказаться меньшей, чем требуется по условиям разработки, т.е. меньше заданной температуры. Чтобы увеличить время нагрева, в прототипе предлагают удлинять ствол скважины, что значительно удорожает стоимость строительства нагнетательных скважин и, следовательно себестоимость добываемой нефти.

По предлагаемому способу, воду выдерживают неподвижно в стволе нагнетательной скважины в течение того времени, которое необходимо для ее нагрева до температуры, требуемой условиями разработки, после чего порцию горячей воды закачивают в пласт, а режим закачки поддерживают таким, какой необходим для нагрева воды до заданной температуры при ее движении по стволу скважины.

Перемешивание воды в скважине способствует более интенсивному теплообмену и более быстрому нагреву воды геотермальным теплом Земли. Перемешивание осуществляется закачкой воды через перфорированную колонну насосно-компрессорных труб, через неперфорированную колонну, установленную на небольшой глубине в скважине, через колонну, имеющую в верхней части подсос воды из затрубья, например, через систему типа водоструйного насоса и т.п.

Способ осуществляют следующим образом.

Разобщают скважину и призабойную зону пласта, например, посредством разделителя и закрытием пропускного клапана. Задают температуру нагрева закачиваемой воды T_з из условия разработки (например температуру начала выпадения парафина). Скважину заполняют водой, проводят технологическую выдержку, в процессе которой контролируют нагрев воды в скважине. Технологическую выдержку продолжают до тех пор, пока температура воды не станет равной или больше заданной температуры.

После нагрева воды в скважине до заданной температуры горячую воду нагревают в пласт, например, посредством давления нагнетания, при котором обеспечивают переток горячей воды из скважины в пласт.

Необходимыми исходными данными, характеризующими геологотехническую модель горных пород и процесс разработки являются характеристики пласта, теплофизические свойства окружающих горных пород, параметры скважины и режимы нагнетания. К характеристикам пласта относятся: H глубина залегания пласта, м; h толщина пласта, м; К_п коэффициент пористости. К свойствам горных пород относятся: Г геотермальный градиент Земли, ^oC/м; Θ_o - температура нейтрального слоя Земли, ^oC; λ_п коэффициент теплопроводности, ВТ/(м·К); а_п коэффициент температуропроводности, м²/с. К параметрам скважины и режимам нагнетания относятся: d наружный диаметр обсадной колонны скважины, м; Q - приемистость скважины, м²/с; C_рв·ρ_в объемная удельная теплоемкость закачиваемого агента, Дж/(м³·К); V_в количество воды, необходимое для создания оторочки, м³; τ время, необходимое для создания оторочки, с; b показатель теплопередачи, Вт/(м ^oК); r - радиус оторочки, м; ty температура воды на устье скв. ^oC; K_н коэффициент вытеснения нефти.

Количество воды, необходимое для создания оторочки, V_в определяют по формуле
V_в= K_нK_пπr²h (1)
Время создания оторочки определяют по формуле:

Показатель теплопередачи β определяют по формуле:

По этим данным определяют температуру закачиваемой воды на забое вертикальной скважины t_з, ^oC.

Скважину заполняют водой и закрывают устьевые задвижки, обеспечивая отсутствие поступления воды в призабойную зону и обратно. Контролируют температуру воды. Проводят технологическую выдержку. Через 12 ч температура воды на забое скважины достигает заданных значений 72^oC.

Выбирают режим нагнетания воды в вертикальной скважине, обеспечивающий нагрев воды в процессе ее движения по стволу нагнетательной скважины геотермальным теплом Земли, припекающим от окружающих горных пород до температуры, равной или превышающей температуру насыщения нефти парафином - Т_нас, ^oC. Для условий Харьягинского месторождения объект 1, она составляет Т_нас 72^oC.

Пласт расположен на глубине H 3800 м, он имеет толщину продуктивной части h 20 м. Пористость пласта К_п 0,2, коэффициент вытеснения нефти К_н 0,75.

Остальные исходные данные
Г = 0,03 °C/м, Θ_o= 15°C, λ_п= 1,6 Вт/(м°K),
a_п 8·10^-7 м²/с, d 0,168 м, ч 35 м, t_у 24^oC.

Объем закачки для создания оторочки по поровому объему призабойной зоны скважины по формуле (1) составляет:

Для дальнейших расчетов необходимо задавать приемистости нагнетательной скважины Q. Их задают в привычной размерности м³/сут; но в формулах (2, 3, 4) используют другую размерность м³/с.

Вначале задают случайным образом
Q₁ 300 м³/сут 3,5·10⁶ м³/с
По формуле (2) определяют время закачки

Для дальнейших расчетов используют размерность времени в с. Время в сутках приводят для справки.

Вычисляют показатель теплопередачи β по формуле (3) для данного значения приемистости Q₁

Определяют температуру закачиваемой воды на забое скважины по формуле (4)

Этой температуры недостаточно для режима вытеснения парафинистой нефти с температурой насыщения парафином Т_нас 72^oC. Задают меньший расход Q₂ 150 м³/сут.

В той же последовательности определяют температуру закачки t_з 76,8^oC, превышающую Т_нас. Этот режим закачки обеспечивает необходимый нагрев с превышением в 4,8 ^oC.

ΔT = T_з-T_нас= 76,8-72 = 4,8°C
Это дает возможность повышения интенсивности нагнетания при обеспечении условия нагрева.

Задают третий режим закачки: Q₃ 200 м³/сут. По той же последовательности вычислений находят температуру закачки в пласт t_з 68^oC, меньшую T_нас. Построением зависимости T_з=f(Q) находят режим нагнетания Q 187 м³/сут, для которого реализуется нагрев закачиваемой воды геотермальным теплом Земли до температуры Т_нас.

Открывают устьевые задвижки и обеспечивают поступление воды из нагнетательной скважины в призабойную зону пласта. Закачивают воду в нагнетательную скважину с расходом 187 м³/сут. Процесс продолжают до достижения заданного объема оторочки в призабойной зоне, равного 1,15·10⁴ м³, т.е. в течение 61,5 сут.

В другой нагнетательной скважине этой залежи проводят те же действия, на колонну насосно-компрессорных труб перфорируют. Закачивают воду в нагнетательную скважину с расходом 196,4 м³/сут, что на 5% определенного по расчетам. Вода в скважине за счет перемешивания нагревается до заданной температуры при таком темпе закачки.

Аналогичные действия производят на других нагнетательных скважинах залежи.

После этого проводят процесс разработки закачкой рабочего агента через нагнетательные скважины по установленному режиму и отбор нефти через добывающие скважины.

Использование предложенного способа позволит снизить затраты на добычу нефти за счет исключения нагрева воды на поверхности.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой обеспечивают отсутсвие поступления воды из нагнетательных скважин в призабойную зону пласта и обратно, заполняют скважину водой, контролируют температуру нагрева воды в нагнетательных скважинах, проводят технологическую выдержку до достижения заданной температуры воды на забое скважины, определяют темп закачки воды в нагнетательные скважины в зависимости от теплофизических свойств окружающих горных пород, необходимый для нагрева воды до заданной температуры в процессе ее достижения по стволу скважины от устья до забоя, обеспечивают поступление воды из нагнетательных скважин в призабойную зону пласта, закачивают воду в нагнетательные скважины с расходом, не превышающим определенный темп закачки, до создания в призабойной зоне пласта оторочки нагретой воды в заданном объеме.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивают воду в нагнетательные скважины с увеличением до 5% темпом по сранению с определенным с одновременным перемешиванием воды в скважине.