Способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с газовой шапкой на ранней стадии. Обеспечивает уменьшение опасности прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины на ранней стадии разработки залежи с газовой шапкой и уменьшение затрат. Сущность изобретения: способ включает бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку вытесняющего агента в газовую шапку. Согласно изобретению на ранней стадии разработки нефтяной залежи, ее начальной стадии, пластовое давление в газовой шапке, не дожидаясь его снижения, поддерживают на уровне не ниже его начального значения. В качестве вытесняющего агента используют водогазовую смесь, содержащую газ в количестве от 80 до 95 мас.%. При этом воду для водогазовой смеси предварительно очищают и нагревают до температуры более 30°С, исключающей образование гидратов, и допустимой для установки, осуществляющей подачу водогазовой смеси в газовую шапку. В качестве установки применяют бустерную насосно-компрессорную установку. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно при разработке нефтяной залежи на ранней стадии.

При разработке нефтяной залежи с газовой шапкой в результате отбора нефти и газа из продуктивного пласта давление газовой шапки падает. Это отрицательно влияет на процесс вытеснения нефти и поддержания пластового давления, что снижает дебит нефти добывающих скважин.

Известен способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины (а.с. СССР №1009126, Е21В 43/20, 1982).

Недостаток способа заключается в том, что вытеснение нефти только водой вызывает образование в пласте оторочек с большим остаточным запасом нефти. Способ недостаточно эффективен.

Известен способ разработки нефтяной залежи на ранней стадии, включающий отбор нефти через добывающие скважины, анализ свойств пластовых флюидов по залежи, границ водонефтяной зоны и зоны неколлектора, заключение о наличии двух залежей при качественной разнице в свойствах пластовых флюидов, определение предполагаемой границы одной залежи, ограничивая ее по границе водонефтяной зоны и предполагаемой границе между залежами, определение направления простирания нефтяной залежи в сторону зоны неколлектора с учетом направления простирания нефтяных залежей региона, эксплуатацию существующих на залежи скважин как добывающих с постепенным переводом части скважин в нагнетательные, формирование направления нагнетательных рядов, максимально приближая к направлению, перпендикулярному длиной оси новой залежи, размещение новой сетки скважин в соответствии с вновь определенным направлением залежи, эксплуатацию скважин как добывающих с постепенным переводом части скважин в нагнетательные, новый анализ свойств флюидов по залежи и границы водонефтяной зоны и зоны неколлектора, уточнение новой границы залежи и ее направления (патент РФ №2096606, Е21В 43/30, 43/20, публ. 20.11.1997). Способ недостаточно эффективен. Способ включает значительное количество мероприятий для уточнения системы разработки, оптимального размещения скважин.

Известен способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и с высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта путем закачки воды через нагнетательные скважины, при котором отбор продукции осуществляют по всему разрезу при естественном водонапорном режиме, а после обводнения высокопроницаемых коллекторов в подошвенной части пласта, равных по толщине 0,2-0,3 начальной нефтенасыщенной толщины, закачивают воду в пределах залежи в подошвенную часть пласта, а в законтурной области - по всему разрезу, а пластовых флюиды отбирают через добывающие скважины, перфорированные в кровельной части пласта (а.с. СССР №1332916, Е21В 43/20, 1985).

Недостатком этого способа является низкая нефтеотдача и достаточно большой комплекс работ по системному контролю как в работающих скважинах, так и в открытом стволе по вновь пробуренным скважинам, а также систематический анализа нефти и воды в продукции добывающих скважин.

В качестве прототипа выбран способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку попутного нефтяного газа в газовую шапку над залежью нефти через газовых скважины (Щелкачев В.Н. Состояние добычи нефти и внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. Сер. «Нефтепромысловое дело», М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.19-26).

Недостатки этого способа: высокие удельные затраты, связанные с закачкой газа в газовую шапку путем применения дорогостоящих компрессоров высокого давления, а также повышенная опасность прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является создание технологии разработки нефтяной залежи с газовой шапкой на ранней стадии с минимумом затрат на освоение залежи и более безопасной для прорыва попутного нефтяного газа в добывающие скважины.

Технический результат, реализуемый при использовании данного изобретения, заключается в повышении извлечения нефти, уменьшении опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение наклонно направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку вытесняющего агента в газовую шапку над залежью, согласно изобретению пластовое давление в газовой шапке на ранней стадии разработки поддерживают не ниже его начального значения путем закачки вытесняющего агента в газовую шапку, а в качестве вытесняющего агента применяют водогазовую смесь, содержащую газ в количестве от 80 до 95 мас.%, при этом воду для водогазовой смеси предварительно очищают и нагревают до температуры, допустимой для установки, осуществляемой подачу водогазовой смеси в газовую шапку.

Закачку водогазовой смеси осуществляют уже на ранней (начальной) стадии разработки нефтяного месторождения, не дожидаясь снижения давления в газовой шапке, так как в дальнейшем поддержание начального давления существенно усложняется. Ранняя стадия разработки считается до 5-6 лет эксплуатации нефтяного месторождения.

Снижение давления в газовой шапке ниже первоначального приводит к снижению давления в продуктивном пласте и снижению дебита скважин, так как традиционные методы не обеспечивают поддержания пластового давления на всей протяженности пласта (между нагнетательными и добывающими скважинами). И это приводит, с одной стороны, к обводнению месторождения, а с другой стороны, - к снижению дебита нефти.

В газовую шапку закачивают водогазовую смесь с высоким содержанием газа от 80 до 95 мас.%. Повышение содержания газа в водогазовой смеси более 95 мас.% нецелесообразно, так как возникает опасность прорыва газа в добывающие скважины и уменьшается охват пластов заводнением. Снижение содержания газа в водогазовой смеси менее 80% нецелесообразно, т.к. при этом уменьшается объем утилизируемого газа. Уменьшение содержания газа в водогазовой смеси меньше 80 мас.% имеет также отрицательные последствия, связанные с увеличением содержания воды в водогазовой смеси, что приводит к увеличению загрязнения пор пласта механическими примесями и солями и, как следствие, - к снижению коэффициента извлечения нефти.

Воду, используемую в водогазовой смеси, дополнительно очищают от мехпримесей и нагревают до температуры, допустимой для установки, осуществляемой подачу водогазовой смеси в газовую шапку, например бустерной насосно-компрессорной установки до 40°С. Водогазовую смесь транспортируют по высоконапорному теплоизолированному трубопроводу от бустерной насосно-компрессорной установки до газовой скважины.

Сущность данного технического предложения заключается в том, что на начальной стадии разработки в газовую шапку закачивают водогазовую смесь, что существенно уменьшает опасность прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины, а также еще не произошло загрязнения пор пласта.

Одновременно увеличиваются охват залежи вытеснением и коэффициент извлечения нефти. Для закачки водогазовой смеси в газовую шапку используют высоконапорные бустерные насосно-компрессорные установки, что приводит к существенному снижению удельных затрат (до 10 раз). Давление в газовой шапке поддерживают на уровне не ниже начального давления. Это препятствует снижению давления в нефтяном пласте, гидродинамически связанного с газовой шапкой. Изменение давления в газовой шапке существенно влияет на дебиты скважин.

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена схема подготовки и подачи водогазовой смеси на газовую скважину.

Способ реализуется следующим образом. На начальной стадии разработки по результатам разведочного бурения и по данным геофизических исследований определяют расположение газовой шапки и границы участка разработки. На этом участке с принятой системой разработки бурят наклонно направленные нагнетательные, добывающие и газовые скважины. После чего выполняют обустройство и обвязку указанных скважин, соединяют газовые скважины с дожимной насосной станции высоконапорными теплоизолированными трубопроводами.

Разработку нефтяной залежи начинают с закачки в нагнетательные скважины воды и отбора нефти из добывающих скважин. Для обеспечения закачки воды на начальной стадии разработки бурят скважины для добычи сеноманской воды. При отсутствии линии электропередачи для получения электроэнергии используют локальные источники электроэнергии, работающие на попутном нефтяном газе.

Схема разработки нефтяной залежи с газовой шапкой на начальной стадии (см. чертеж) содержит дожимную насосную станцию 1, выход которой по воде соединен через задвижку 2, фильтр 3, расходомер воды 4 и водонагреватель 5 с одним из входов высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установкой 6. Выход дожимной насосной станции 1 по газу соединен через задвижку 7, расходомер газа 8 и обратный клапан 9 со вторым входом указанной высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установки 6, выход которой через высоконапорный теплоизолированный трубопровод 10 соединен с устьевым оборудованием (на чертеже не показано) газовой скважины 11. На дожимной насосной станции 1 происходит предварительное выделение воды и газа из пластовой жидкости, поступающей с кустов. В качестве фильтра 3 для дополнительной очистки воды от мехпримесей используют малогабаритный центробежный фильтр, например фильтр на гидроциклонах с внутренним покрытием из полиуретана. В качестве водонагревателя 5 целесообразно использовать газонагреватели воды, например факельные нагреватели.

Схема работает следующим образом. После открытия задвижки 2 вода поступает на вход фильтра 3, где происходит выделение механических примесей, с выхода фильтра 3 дополнительно очищенная вода поступает на водонагреватель 5. Воду нагревают до 40°С (допустимая температура для высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установки) и подают на первый вход высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установки 6. Одновременно с выхода дожимной насосной станции 1 попутный нефтяной газ после открытия задвижки 7 через расходомер 8 и обратный клапан 9 поступает на второй вход бустерной насосно-компрессорной установки 6. Соотношение расходов (объемов) воды и газа определяют по результатам экспериментальных работ, контролируют расходомерами 4 и 8 и изменяют при помощи задвижек 2 и 7. Высоконапорная бустерная насосно-компрессорная установка 6 обеспечивает смешивание воды и газа и компримирование водогазовой смеси до 15-25 МПа, что обеспечивает, с учетом столба жидкости в скважине 11, поддержание давления в газовой шапке до уровня не ниже начального, например 20-35 МПа. При этом содержание газа в водогазовой смеси изменяют от 80 до 95%. Водогазовая смесь высокого давления с выхода высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установки 6 по высоконапорному теплоизолированному трубопроводу 10 поступает через газовую скважину 11, пробуренную в газовую шапку. Наличие теплоизолированного трубопровода уменьшает охлаждение водогазовой смеси и тем самым исключает образование гидратов (гидраты нефтяного газа не образуются, если температура жидкости более 30°С). Давление в газовой шапке контролируют при помощи глубинных манометров, информация от которых передается на поверхность по каналу радиосвязи. Давление на выходе высоконапорной бустерной насосно-компрессорной установки 6 выбирают с учетом потерь давления на трубопроводе 10 и показании глубинного манометра. Поддержание начального давления в газовой шапке в процессе отбора нефти существенно увеличивает коэффициент извлечения нефти из пласта.

Аналогично осуществляют приготовление водогазовой смеси на установке предварительного сброса воды, нагнетание ее в газовую скважину и поддержание давления в газовой шапке.

Таким образом, закачка водогазовой смеси в газовую шапку на начальной стадии разработки при помощи высоконапорных бустерных насосно-компрессорных установок и поддержание давления в газовом пласте не ниже начального стабилизируют давление в продуктивном пласте, возобновляют природные выталкивающие силы пласта и, как следствие, увеличивают коэффициент извлечения нефти из пласта и дебит нефтяных скважин. При этом уменьшается опасность прорыва газа из газовой шапки в добывающие скважины, т.к. вязкость водогазовой смеси существенно (4-7 раз) больше вязкости газа.

Ожидаемое увеличение коэффициента извлечения нефти 7-8% при существенном (5-10 раз) уменьшении удельных затрат. Дополнительный эффект - утилизация нефтяного попутного газа, безвозвратно сгораемого на факелах вблизи дожимных насосных станций, уменьшение загрязнения окружающей среды.

Способ разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, включающий бурение наклонно-направленных нагнетательных, добывающих и газовых скважин, закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку вытесняющего агента в газовую шапку, отличающийся тем, что на ранней стадии разработки нефтяной залежи, ее начальной стадии, пластовое давление в газовой шапке, не дожидаясь его снижения, поддерживают на уровне не ниже его начального значения, а в качестве вытесняющего агента используют водогазовую смесь, содержащую газ в количестве от 80 до 95 мас.%, причем воду для водогазовой смеси предварительно очищают и нагревают до температуры более 30°С, исключающей образование гидратов, и допустимой для установки, осуществляющей подачу водогазовой смеси в газовую шапку, в качестве которой применяют бустерную насосно-компрессорную установку.