Патент на изобретение №2313660
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(57) Реферат:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины, снабженной штанговым глубинным насосом. Обеспечивает повышение срока службы колонны штанг. Сущность изобретения: по способу ведут подъем к устью скважины нефти по колонне насосно-компрессорных труб глубинным насосом, подвешенным в скважине на колонне штанг. Определяют нагрузку на колонну штанг и рассчитывают наработку колонны штанг в скважине. Определяют степень эксплуатационной выработки колонны штанг и задают критическую величину степени эксплуатационной выработки колонны штанг. До достижения критической величины степени эксплуатационной выработки скважину останавливают, колонну штанг с глубинным насосом поднимают из скважины, всю колонну штанг делят на части с отнесением штанг одного диаметра к одной части. Меняют порядок расположения штанг в каждой части на обратный так, что первая штанга становится последней, вторая штанга становится предпоследней и т.д. Спускают собираемую таким образом колонну штанг с глубинным насосом в скважину и возобновляют работу скважины.
Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения. Авторы затрудняются указать в качестве аналога и прототипа какие-либо публикации, в которых регламентировались бы условия проведения опытно-промышленной разработки (ОПР) в плане предлагаемого изобретения. Традиционный подход к проведению ОПР, согласно повседневной практике, заключается в следующем. На месторождении выбирают один или более опытных участков. Разбуривают опытный участок сеткой из добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют промысловое обустройство опытного участка, сооружают и вводят в эксплуатацию нефтепровод, а при необходимости и газопровод. После этого осуществляют отбор нефти, закачку воды и весь комплекс исследовательских работ. Добываемые нефть и газ транспортируют потребителю. Недостатками традиционного способа организации и проведения ОПР являются следующие. – Сооружение и эксплуатация нефте- и газопровода требуют времени, капитальных и текущих затрат. – Нефте- и газопровод рассчитываются и сооружаются на уровни отбора нефти и газа в период ОПР. Эти уровни обычно заметно меньше тех отборов, которые будут иметь место в период промышленной разработки месторождения. Это означает, что диаметры указанных трубопроводов не соответствуют потребностям стадии промышленной разработки. Поэтому они демонтируются. Вместо них сооружаются нефте- и газопровод больших диаметров. – Для частичной компенсации затрат на ОПР недропользователь стремится добывать побольше нефти. Это требует повышенного числа скважин. Следовательно, стоимость “бросовых” нефте- и газопровода возрастает. – Указанные недостатки сильно затягивают срок ввода месторождения в промышленную разработку. Это негативно сказывается, прежде всего, на местном и федеральном бюджетах. В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности проведения ОПР как за счет сокращения затрат, так и потребных сроков на ее реализацию. Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ проведения ОПР включает бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, выполнение комплекса исследовательских работ, необходимых для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки, отличается тем, что исключается внешний трубопроводный транспорт нефти и газа, в добываемую нефть вводят индикатор – маркер (радиоактивные изотопы, тритий), наиболее подходящий к геолого-физическим условиям месторождения и геофизическому контролю за фильтрационными процессами, добываемую нефть с индикатором закачивают обратно в пласт через нагнетательную скважину, часть добываемой нефти используют на местные и технологические нужды, одновременно или с разнесением во времени организуют закачку воды в другую нагнетательную скважину, а также тем, что: – для сокращения срока ОПР расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами принимают не более 100 м в случае вертикальных скважин и не более 100 м между стволами нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами; – добываемые нефть, газ и вода подвергаются замеру, но не разделяются, а с использованием двухфазного насоса закачиваются в нагнетательную скважину. Способ осуществляют следующим образом. – Формулируют проблемные вопросы, которые не позволяют ввести месторождение в промышленную разработку. – Под эти проблемные вопросы, с учетом геологических особенностей строения продуктивного пласта, выбирают опытный (опытные) участок. – Обосновывают количество добывающих и нагнетательных скважин, их конструктивные параметры и решаемые с их помощью задачи. С целью сокращения срока ОПР расстояние между скважинами устанавливают не более 100 м. – Составляют технологическую схему ОПР. В ней анализу подвергают различные альтернативные варианты проведения ОПР. В качестве обязательного рассматривают вариант согласно предлагаемому изобретению. – Это означает, что исключают из рассмотрения строительство нефте- и газопровода. Часть добываемой нефти и газа используют на местные и технологические нужды. – В основную долю добываемой нефти вводится индикатор – маркер, который позволит идентифицировать эту нефть методами промысловой геофизики. – Помеченную индикатором нефть закачивают в нагнетательную скважину. Методами промысловой геофизики определяют профиль приемистости в данной скважине. – Нефть, извлекаемую из добывающей скважины, подвергают анализу, который позволяет отслеживать во времени долю меченой нефти в продукции добывающей скважины. – Методами промысловой геофизики устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти. – Одновременно с этим или несколько позднее в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды, при необходимости облагороженной требуемыми компонентами. Аналогично в нагнетательной скважине определяют профиль приемистости по воде. – Используют современные двухфазные насосы для обратной закачки в пласт добываемых нефти, газа и воды, что исключит возможность сжигания на факеле попутно добываемого газа. – Контроль за добываемой продукцией проводят с целью определения динамики обводнения добывающей скважины и профилей притока нефти и воды на разные моменты времени. – При этом выполняют и весь традиционный цикл исследований кернов, флюидов, снимают индикаторные диаграммы, кривые восстановления забойного давления, проводят ID, 2D или 3D гидропрослушивание. – Из получаемых данных мониторинга показателей процесса ОПР извлекают информацию, необходимую для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки. Для этого применяются традиционные методики интерпретации, включая методологию 3D гидродинамического моделирования. Пример реализации предлагаемого способа. В настоящее время готовится к вводу в ОПР нефтяное месторождение N Восточной Сибири. Все открытые, но недоразведанные местрождения Восточной Сибири не могут вводиться в ОПР по причине отсутствия развитой нефтегазовой инфраструктуры. Месторождение N, по условиям лицензионного соглашения, должно быть введено в ОПР в 2005 г. В связи с этим недропользователь вынужден пойти по традиционному пути проведения ОПР. Ближайший пункт отгрузки нефти находится в 600 км от месторождения N. Закуплены трубы для нефтепровода указанной длины диаметром 200 мм. Срок сооружения данного трубопровода оцениваю в 1,5 года. С момента ввода в эксплуатацию этого трубопровода в течение около 5 лет будет производиться ОПР. В случае реализации предлагаемого изобретения: – отпадают затраты на сооружение нефтепровода в размере около $500 млн; – исключается необходимость сжигания газа на факеле, которая связана с тем, что для месторождения N на период ОПР не предусматривается строительство газопровода, а потребители газа на месте отсутствуют; – с момента сооружения первых двух скважин появляется возможность начать работу по ОПР, т.е. экономится около 1,5 лет с точки зрения выхода на промышленные отборы нефти и газа; – решается основная задача ОПР – добыча исходной ключевой, для технологической схемы, информации, что позволяет обойтись меньшим числом скважин; – общий срок ОПР, согласно предлагаемому сокращению расстояния между скважинами до 100 м (вместо предлагаемых проектировщиками 1000-1100 м), составит не более 2 лет; – следовательно, время ввода месторождения в промышленную разработку сокращается примерно на 4-4,5 года; – устраняются затраты на демонтаж 600-километрового нефтепровода; – закупленные трубы для нефтепровода эффективно могут быть использованы для целей промыслового обустройства. Аналогичным образом может проводиться ОПР на газовом, газоконденсатном, нефтегазоконденсатном месторождении в Восточной Сибири или другом необжитом регионе. Высказанные недропользователю соображения, в рамках предлагаемого изобретения, приняты к рассмотрению в составляемой технологической схеме разработки месторождения N. Таким образом, предлагаемое изобретение имеет большое народно-хозяйственное значение, прежде всего для освоения месторождений нефти и газа в Восточной Сибири. Оно позволит заметно сократить затраты на ОПР и сроки их проведения. Следовательно, приблизит сроки ввода этих месторождений в промышленную разработку.
Формула изобретения
Способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что расстояние между стволами добывающих и нагнетательных скважин принимают не более 100 м, в добываемую нефть вводят индикатор, обеспечивающий возможность идентификации этой нефти методами промысловой геофизики, добываемую нефть с индикатором закачивают в нагнетательную скважину, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины, анализируют нефть, извлеченную из добывающей скважины на предмет отслеживания во времени доли меченой нефти в продукции этой скважины, устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины по воде, определяют динамику обводнения, профили притока нефти и воды на разные моменты времени и восстановление забойного давления в добывающей скважине, добываемые при этом нефть, газ и воду закачивают без их разделения в нагнетательную скважину двухфазным насосом, после чего принимают технологическую схему разработки месторождения с внешним трубопроводным транспортом нефти и газа для промыслового обустройства.
MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 07.12.2007
Извещение опубликовано: 27.07.2009 БИ: 21/2009
NF4A – Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение
Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.11.2009
Извещение опубликовано: 20.11.2009 БИ: 32/2009
PC4A – Регистрация договора об уступке патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение
Прежний патентообладатель:
(73) Патентообладатель:
Договор № РД0061755 зарегистрирован 15.03.2010
Извещение опубликовано: 27.04.2010 БИ: 12/2010
|
||||||||||||||||||||||||||
