Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи, снижение затрат. Способ включает закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу. Анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с зонально-неоднородными пластами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение на группы скважин по результатам определения их приемистости, приготовление вязкоупругих составов для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами, закачку вязкоупругих составов в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины, изменение вязкоупругих составов последовательно, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, продавку вязкоупругих составов в призабойную зону скважины продавочной жидкостью, варьируют составы и давления закачки (Патент РФ №2136862, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999 г.).

Известный способ обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов, однако не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высокой нефтеотдачей.

Известен способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, включающий разбуривание сеткой добывающих и нагнетательных скважин, ввод дополнительных нагнетательных скважин в малопроницаемой зоне пласта, циклическую закачку воды путем периодической работы кустовой насосной станции, задание времени цикла закачки кустовой насосной станцией из расчета, при котором пластовое давление в высокопроницаемой зоне пласта не превышает давление в малопроницаемой зоне пласта, и разобщение полости разводящих трубопроводов в период прекращения закачки вытесняющего агента (Патент РФ №214556, кл. Е21В 43/20, опубл. 1999 г.).

Известный способ позволяет увеличить охват малопроницаемой зоны пласта заводнением, однако нефтеотдача залежи невелика.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Малоприемистые нагнетательные скважины объединяют в одну группу, в период первого полуцикла циклического режима закачивают рабочий агент во все нагнетательные скважины насосом высокой производительности, в период второго полуцикла циклического режима прекращают закачку рабочего агента насосом высокой производительности и закачивают рабочий агент насосом низкой производительности в группу малоприемистых нагнетательных скважин до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению (Патент РФ №2164591, кл. Е21В 43/00, опубл. 2001 г., бюл. №9 - прототип).

Известный способ обеспечивает текущую добычу нефти, однако для восстановления пластового давления в зонах малоприемистых нагнетательных скважин при существующих нормативах качеств, предъявляемых к очистке сточной воды, повышение нефтеотдачи залежи затруднительно без постоянной очистки призабойной зоны пласта.

Кроме того, группа высокопродуктивных скважин находится под постоянным высоким давлением и для регулирования расхода жидкости необходимо применение регулирующих устройств, что необоснованно повышает расход электрической энергии на закачку.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи, снижения затрат.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу, согласно изобретению анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины;

2. отбор нефти через добывающие скважины;

3. объединение нагнетательных скважин в группу;

4. анализ нагнетательных скважин, находящихся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на высокоприемистые скважины и малоприемистые;

5. раздельная закачка сточного рабочего агента в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводительным насосом низкого давления;

6. одновременная закачка минерализованной пластовой воды в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.

Признаки 1, 2, 3 являются общими с прототипом, признаки 4-6 являются существенными отличительными признаками.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи часть запасов нефти остается в залежи. Предлагаемое техническое решение направлено на повышение нефтеотдачи залежи и снижение затрат. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и постоянный отбор нефти через добывающие скважины. Анализируются скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции, с последующим делением их на две группы: высокоприемистые и малоприемистые. Объединяют малоприемистые нагнетательные скважины в одну группу, а высокоприемистые - в другую группу. К малоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость до 30 куб.м/сут, при закачке рабочего агента малопроизводительным насосом высокого давления, обеспечивающим расход рабочего агента от 90-300 куб.м/сут при давлении нагнетания от 20-25 МПа, позволяющий перейти на регулируемую закачку. Это способствует повышению надежности и управляемости процессом вытеснения жидкости из пласта.

К высокоприемистым нагнетательным скважинам относят скважины, проявляющие приемистость свыше 30 куб.м/сут, при закачке рабочего агента высокопроизводительным насосом низкого давления, обеспечивающим расход рабочего агента от 1500-4200 куб.м/сут, при давлении нагнетания от 11-15 МПа.

Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых и высокоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента в обе группы скважин.

В группу высокоприемистых нагнетательных скважин закачивают рабочий агент в виде сточных вод с очистных сооружений высокопроизводительным насосом низкого давления. Одновременно закачивают минерализованную пластовую воду нижних горизонтов девона в группу малоприемистых нагнетательных скважин малопроизводительным насосом высокого давления.

Организация системы поддержания пластового давления на поздних стадиях разработки представляет собой сложный производственный комплекс задач и требует индивидуального подхода для их решения. Одна из таких задач - одновременная разработка разных горизонтов с коллекторскими свойствами, в корне отличающимися друг от друга, при их территориальной привязке к одной и той же кустовой насосной станции.

Анализ скважин, находящихся под закачкой одной кустовой насосной станции, с делением их на высокоприемистые и малоприемистые скважины позволяет раздельно закачивать рабочий агент насосами высокой и малой производительности.

Применение насосов высокой производительности для закачки рабочего агента позволяет перевести закачку рабочего агента в нагнетательную скважину в индивидуальном режиме работы при сохранении циклического режима по другим скважинам, позволяет повысить пластовое давление на участке залежи и восстановить дебиты добывающих скважин.

Высокопроизводительные насосы низкого давления закачивают рабочий агент в виде сточных нефтепромысловых вод с очистных сооружений, с содержанием нефти 60 мг/л и твердых взвешенных частиц 50 мг/л в высокоприемистые скважины.

Малопроизводительные насосы высокого давления закачивают рабочий агент в виде минерализованной пластовой воды нижних горизонтов девона в малоприемистые скважины. Т.к. минерализованная пластовая вода по степени очистки не сравнима с другими рабочими агентами, использование ее в качестве рабочего агента - идеальное условие для увеличения нефтеотдачи пластов.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 10%, уменьшаются на 30% энергозатраты на закачку одного кубического метра рабочего агента, за счет уменьшения использования регулирующих устройств.

Пример конкретного выполнения способа

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 20,1%; средняя проницаемость - 0,344 мкм²; нефтенасыщенность - 79,1%; абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1490 м; средняя нефтенасыщенная толщина - 8,38 м; начальное пластовое давление - 16 МПа; пластовая температура - 29°С; параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³; вязкость - 46 мПа·с; давление насыщения - 1,8 МПа; газосодержание - 16,3 м³/т; содержание серы - 4,2%; общая минерализация - 268,83 г/л (хлор - 167,56 г/л; кальций - 25,25 г/л; магний - 4,13 г/л; натрий + калий - 71,89 г/л).

На залежи выделяют участок разработки.

На участке разработки отбирают нефть через 13 добывающих скважин. Восемь малоприемистых нагнетательных скважин с приемистостью от 10-30 м³/сут объединяют в группу малоприемистых скважин. Остальные 17 нагнетательных скважин, с приемистостью от 50 до 160 м³/сут, объединяют в группу высокоприемистых скважин.

Проводят обвязку трубопроводами группы малоприемистых и высокоприемистых скважин и обеспечивают одновременную закачку рабочего агента в обе группы скважин.

В группу малоприемистых нагнетательных скважин закачивают рабочий агент в виде минерализованной пластовой воды нижних горизонтов девона малопроизводительным насосом высокого давления производительностью, равной 150 м³/сут. Одновременно закачивают рабочий агент в виде сточных вод с очистных сооружений в группу высокоприемистых нагнетательных скважин высокопроизводительным насосом низкого давления производительностью, равной 500 м³/сут.

Закачку рабочего агента в малоприемистые нагнетательные скважины ведут циклически.

В результате разработки повышается нефтеотдача залежи на 10%.

Применение предложенного способа позволит уменьшить энергозатраты на 30% за счет уменьшения напора при закачке рабочего агента в виде сточной воды высокопроизводительным насосом низкого давления и сокращения регулирующих расход жидкости устройств (штуцеров) на устье высокоприемистых нагнетательных скважин.

За счет уменьшения давления закачки на высокоприемистых скважинах уменьшится порывность на разводящих водоводах.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в циклическом режиме через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, объединение нагнетательных скважин в группу, отличающийся тем, что анализируют нагнетательные скважины, находящиеся под закачкой одной кустовой насосной станции с делением их на малоприемистые и высокоприемистые, раздельно закачивают рабочий агент в циклическом режиме в высокоприемистые скважины высокопроизводитальным насосом низкого давления и одновременно закачивают минерализованную пластовую воду в малоприемистые скважины малопроизводительным насосом высокого давления до достижения пластового давления в зоне малоприемистых нагнетательных скважин, равного текущему пластовому давлению на участке разработки.