Патент на изобретение №2328595
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
(57) Реферат:
Изобретение относится к способам разработки нефтяных залежей с малыми запасами и высоким газовым фактором, подпираемых законтурной водой. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из добывающих скважин. Согласно изобретению разработку залежи осуществляют в несколько этапов. На первом этапе из центральной и приконтурных нагнетательных скважин извлекают смесь нефти и газа за счет энергии пласта при забойном давлении, близком к давлению насыщения, но не равном ему, до достижения величины текущего пластового давления, на 5,0-10,0 МПа превышающем давление насыщения. Затем переходят к этапу закачки газа в нагнетательные скважины при давлении, на 10,0-15,0 МПа превышающем давление насыщения. Из добывающих скважин производят отбор нефти и газа при забойном давлении не ниже давления насыщения, пока прирост газового фактора не достигнет значения, в 2-3 раза превышающего первоначальный газовый фактор, но не более 1000 м3 на тонну отобранной нефти. Затем переходят к этапу закачки в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно газа и воды. При этом в каждый период закачку газа и воды по объему в пластовых условиях осуществляют с долями в общем объеме, соответствующими наименьшему соотношению физических свойств нефти и вытесняющего агента. Причем каждый переход от закачки газа к закачке воды производят при приросте газового фактора не более чем на 1000 м3 на тонну отобранной нефти, а переход от закачки воды к закачке газа – при достижении газовым фактором в добывающих скважинах первоначальной величины или близкой к ней. Завершают этап закачкой воды до исчезновения газовой оторочки и достижении отбора воды из добывающих скважин в доли 0,9 и выше в продукции скважины, определяемой рентабельностью. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.н=0,8 т/м3 – удельный вес газа при нормальных условиях – 0,001 т/м3 – начальное пластовое давление Рпл.н=60,0 МПа – давление насыщения Рнас=27,0 МПа – забойное давление при отборе нефти Рзаб=30,0 МПа – объемный коэффициент нефти b=2,65 – коэффициент сжимаемости нефти – – коэффициент продуктивности 1 этап. Отбор нефти из нагнетательных скважин за счет упругой энергии пласта до снижения текущего пластового давления в зоне нагнетательных скважин до 35,0 МПа Определим объем нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях при начальном пластовом давлении Рпл.н=60,0 МПа Объем газа Рср – средний за период перепад между Рпл и Рзаб – доля газа в объеме закачки цикла
Результаты расчетов приведены в таблице 1.
Лучшее соотношение физических свойств приходится на Для нашего примера принимаем долю газа предельный прирост газового фактора задан Весовая предельная доля агента А2, весовой фактор агента (отношение веса агента к весу нефти) а весовая доля газа в весовом факторе агента равна при заданных долях газа и воды соответственно 0,7 и 0,3 тогда На I этапе (прототип) производится закачка газа. Коэффициент различия физических свойств нефти и агента (газа) Fнв=Fнв-Fнгв=1,2466-0,8981=0,3485 Прирост весового относительного отбора жидкости в долях подвижных запасов нефти |
45,914 | 74,61 | 1,7866 | 2,8396 | 1,7866 | 2,8396 | 2,4371 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| А | 0,0213 | 0,0067 | 0,5369 | 0,1709 | 0,8573 | 0,6340 | 0,7869 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| А2 | 0,5 | 0,3334 | 0,6744 | 0,3693 | 0,9200 | 0,8310 | 0,9 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
 Г, м3/сут |
1000 | 500 | 1000 | 500 | – | – | – | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| К3 | 0,2637 | 0,2543 | 0,5963 | 0,3602 | 0,8030 | 0,6589 | 0,7576 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| F | 0,2639 | 0,2543 | 0,7465 | 0,3709 | 1,5043 | 0,8981 | 1,2466 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| К3 |
– | – | 0,3326 | 0,1059 | 0,2067 | 0,2987 | 0,0987 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| F |
– | – | 0,4826 | 0,1166 | 0,7578 | 0,5272 | 0,3485 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| К2 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,9 | 0,5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Кно |
0,1134 | 0,2373 | 0,2289 | 0,2993 | 0,0953 | 0,1860 | 0,2688 | 0,0494 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Кно | 0,1134 | 0,2373 | 0,2289 | 0,5367 | 0,3242 | 0,7227 | 0,5930 | 0,6425 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| F2 |
0,2729 | 0,2543 | 0,6006 | 0,1363 | 1,1913 | 0,9475 | 0,7075 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| т.т | 1200 | – | 1200 | – | 1200 | – | 1200 | 1200 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| т.т | 1063,93 | – | 1063,93 | – | 1063,93 | – | – | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| т.т | 136,07 | 258,47 | 274,70 | 314.10 | 114,40 | 197,89 | 322,6 | 59,3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
 Gн, т.т |
136,07 | 394,54 | 274,70 | 708,64 | 389,10 | 906,53 | 711,7 | 771,0 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
н=42,6·10-5 1/ат
=0,35 т/сут ат.
b – вязкость воды = 6 сП.
г·Источники информации
1. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. – Гостоптехиздат. 1949, с.162.
2. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. – Гостоптехиздат, 1949, с.172.
3. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождению. – М.: Недра, 1987.
4. Патент RU №2142045, кл. Е21В 43/16, опуб. 1999 – прототип.
Формула изобретения
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор углеводородов из добывающих скважин, отличающийся тем, что разработку залежи осуществляют в несколько этапов, причем на первом этапе из центральной и приконтурных нагнетательных скважин извлекают смесь нефти и газа за счет энергии пласта при забойном давлении, близком к давлению насыщения, но не равном ему, до достижения величины текущего пластового давления на 5,0-10,0 МПа, превышающем давление насыщения, затем переходят к этапу закачки газа в нагнетательные скважины при давлении на 10,0-15,0 МПа, превышающем давление насыщения, а из добывающих скважин производят отбор нефти и газа при забойном давлении не ниже давления насыщения, пока прирост газового фактора не достигнет значения, в 2-3 раза превышающего первоначальный газовый фактор, но не более 1000 м3 на тонну отобранной нефти, затем переходят к этапу закачки в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно газа и воды, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях осуществляют с долями в общем объеме, соответствующими наименьшему соотношению физических свойств нефти и вытесняющего агента, причем каждый переход от закачки газа к закачке воды производят при приросте газового фактора не более чем на 1000 м3 на тонну отобранной нефти, а переход от закачки воды к закачке газа при достижении газовым фактором в добывающих скважинах первоначальной величины либо близкой к ней, завершают этап закачкой воды до исчезновения газовой оторочки и достижении заданного объема отбора воды из добывающих скважин.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что газ для закачки в нагнетательные скважины берут из газоносного пласта в геологическом разрезе месторождения природного газа в регионе при давлении материнского пласта или более низком, но без дополнительного компримирования.
РИСУНКИ