способ разработки залежи парафинистой нефти

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ, включающий закачку воды через наклонные нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины под закачку воды пробуривают вертикально до кровли залежи, затем горизонтально по кровле и снова вертикально до забоя, при этом минимальную длину горизонтальной части нагнетательной скважины выбирают из условия обеспечения нагрева закачиваемой в залежь воды до температуры не менее температуры выпадения парафина и определяют в соответствии с выражением



где L длина горизонтального участка скважины, м;

показатель теплопередачи, 1/м, определяемый из формулы



где _п средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/мс;

Q расход закачиваемой воды, м³/с;

C_рвв объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/кг^oС;

a_п средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;

время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;

d диаметр скважины на горизонтальном участке, м;

q_o температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^oС;

Г_N планетарный геотермальный градиент Земли, ^oС/м;

H глубина кровли залежи, м;

t₀ температура нагнетаемой воды, ^oС;

t_з.в температура воды на входе в горизонтальный участок, ^oС, определяемая в соответствии с выражением



где t_у температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, ^oС.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки месторождений нефтей, насыщенных парафином.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в нагнетании в пласт нагретой воды [1] Недостатками этого способа является необходимость создания на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД) и пластовой температуры (ППТ), что связано с организацией сложного энергетического хозяйства. При реализации такой системы резко увеличивается себестоимость добываемой нефти вследствие роста энергетических затрат.

Известен способ разработки месторождений парафинистых нефтей, по которому в залежь нагнетают холодную воду с расходом, обеспечивающим компенсацию отбора нефти добывающими скважинами и поддержание пластового давления [2] Однако при таком способе происходит понижение пластовой температуры в призабойной зоне пласта, что в залежи нефтей, насыщенных парафином, приводит к выпадению из нефтей растворенного парафина внутри пласта, увеличению проницаемостной неоднородности пористой среды и резкому снижению добычи нефти при росте обводненности добываемой продукции.

Известен также способ разработки, предусматривающий нагрев воды в скважине. При движении по стволу нагнетательной скважины до забоя она нагревается глубинным теплом Земли до температуры не ниже температуры выпадения из нефтей парафина. Длину пути движения закачиваемой воды и ее расход определяют в зависимости от свойств и температур горных пород. С учетом этого проводят наклонную нагнетательную скважину под углом к вертикали, обеспечивающим необходимую длину пути прохождения воды [3]

В указанном способе, как показали расчеты, для получения на забое нагнетательной скважины температуры закачиваемой воды, равной или выше пластовой температуры, приходится иметь значительно большую длину наклонной нагнетательной скважины по сравнению с вертикальной. Это приводит к увеличению стоимости проводки наклонной скважины.

Целью изобретения является сокращение затрат на строительство нагнетательных скважин при условии сохранения предотвращения выпадения из нефтей растворенного парафина при закачке в нагнетательную скважину ненагретой воды.

Цель достигается тем, что в способе разработки залежи парафинистой нефти, включающем закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды производят через нагнетательные скважины, пробуренные вертикально до кровли залежи, горизонтально по кровле залежи и снова вертикально с входом в залежь, при этом минимальную длину горизонтальной части нагнетательной скважины, обеспечивающей нагрев закачиваемой в залежь воды до температуры не менее температуры выпадения парафина, определяют по формуле:

L ln , (1) где L длина горизонтального участка скважины, м;

- показатель теплопередачи, 1/м;

_o- температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^оС;

Г_N планетарный геотермальный градиент Земли, ^оС/м;

Н глубина кровли залежи нефти, м;

t_з.в. температура воды на входе в горизонтальный участок, ^оС;

t_о температура нагнетаемой воды, ^оС.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Для разработки залежи нефтей, насыщенных парафином, по предлагаемому способу выбирают сетку размещения нагнетательных скважин. Определяют пластовое давление и температуру пласта, температуру насыщения нефтей парафином (температуру выпадения парафина), геотермический градиент температур и величины теплофизических свойств горных пород на различной глубине.

Закачиваемая в нефтяную залежь ненагретая вода при прохождении от устья до конца вертикального ствола и затем до забоя скважины через горизонтальный ее участок нагревается в результате теплообмена с окружающими скважину породами и должна поступать на забой, в пласт с температурой не ниже температуры выпадения парафина. Степень нагрева воды на пути ее движения от устья до забоя скважины зависит от теплофизических свойств горных пород, температуры закачиваемой воды на устье скважины, геотермического градиента Земли и длины горизонтального участка нагнетательной скважины.

Нагрев воды в вертикальной части ствола скважины определяют по формуле

t_{з.в o} + H-1)+(t_у-_o + exp(-H), (2) где t_у температура закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины, ^оС;

_o- температура нейтрального слоя Земли, приведенная к устью скважины, ^оС;

- показатель теплопередачи, 1/м;

Г_N планетарный геотермальный градиент Земли ^оС/м;

Н глубина кровли залежи нефти, м;

t_з.в. температура воды на входе в горизонтальный участок, ^оС.

Величину вычисляют по формуле:

, (3) где _п средний коэффициент теплопроводности окружающих скважину горных пород, Вт/м^оС);

Q расход закачиваемой воды, м³/с;

С_{рв. в}- объемная удельная теплоемкость закачиваемой воды, Дж/(кг^оС);

d_п средний коэффициент температуропроводности окружающих скважину горных пород, м²/с;

- время закачки воды, необходимое для создания оторочки, с;

d диаметр скважины на горизонтальном участке, м.

Величину оторочки закачиваемой воды V_в [м³] определяют, исходя из толщины пласта h [м] коэффициента пористости К_п, коэффициента вытеснения нефти К_н и радиуса призабойной зоны пласта r [м] по формуле:

V_в К_нК_п r²h (4)

Время закачки воды [c] определяют по выражению:

(5)

По формуле (2) с учетом формул (3) (5) определяют температуру нагрева воды на вертикальном участке скважины t_з.в. В том случае, когда она окажется ниже температуры выпадения парафина, осуществляют ее дальнейший нагрев в горизонтальном участке скважины. Температуру нагрева воды на этом участке вычисляют по формуле, аналогичной формуле (2), с учетом того, что геотермический градиент в направлении горизонтали равен нулю, а температуру нейтрального слоя Земли ₁ приводят к условиям залегания пласта на глубине Н по формуле:

₁=_o+ Г_N Н (6)

Температуру на входе в горизонтальный участок берут равной t_з.в., а в конце участка принимают равной и выше пластовой температуры t_o, длину горизонтального участка обозначают L. С учетом принятых обозначений формула для нагрева воды геотермальным теплом на горизонтальном участке имеет вид:

t_{o 1} + (t_з.в. -₁) exp (L) (7)

В этой формуле ₁ определяют по формуле (6), - по формуле (3), t_з.в. по формуле (2), t_о из условия выпадения парафина. Необходимую длину горизонтального участка нагнетательной скважины получают из соотношения (1)

L ln

П р и м е р. Пласт, содержащий высокопарафинистую нефть, мощностью h 20 м, расположен на глубине Н 3800 м. Температура начала выпадения парафина в пласте t_o 60^оС. Средний коэффициент пористости пласта К_п 0,2. Необходимая закачка воды Q 3,510^-3 м³/c. Удельная объемная теплоемкость нагнетаемой воды С_{рв в}= 4,2 10⁶ Дж/(кг^oC).

Температура воды на устье t_у 24^оС, температура нейтрального слоя Земли на устье _o= 15^оС.

Геотермический коэффициент Г_N 0,03^оС/м, коэффициент теплопроводности горной породы и температуропроводности соответственно равны _п=1,6 Вт/(м К), a_п 810^-7 м²/с. Диаметр обсадной колонны d0,168 м. Радиус призабойной зоны r 35 м, коэффициент вытеснения нефти водой К_н 0,175.

По формуле (4) определяют необходимое количество воды для создания оторочки: V_в К_нK_пr²h 0,750,23,14 x x35²20 11,510³ м³

По формуле (5) определяют время закачки воды для создания оторочки:

3,310⁶ c

По формуле (3) определяют показатель теплопередачи



2,310^-4 1/м

По полученным данным определяют нагрев нагнетаемой воды геотермальным теплом при движении ее в вертикальном стволе скважины по формуле (2):

t_{з.в o} + (H-1)+t_у-_o + exp(-H)=

15 + (2,310^-43800-1)+24-15 + =56,5C

exp(-2,310^-43800)=56,5C

Нагрев на горизонтальном участке скважины определяют по формуле (7). Если задана температура t_o 60^оС, то длину горизонтального участка нагнетательной скважины определяют по формуле (1) с учетом формулы (6):

L ln

ln 207 м.

Технико-экономическое обоснование способа.

По предлагаемому способу обеспечивают нагрев закачиваемой воды до температуры начала выпадения парафина геотермальным теплом Земли без предварительного ее подогрева на поверхности. Используется нагнетательная скважина более короткой длины, чем по прототипу и меньшей стоимости.

Согласно прототипу для условий примера осуществления способа (нагрев до 60^оС) требуется наклонная скважина с углом наклона относительно вертикали, равным 31^о, и длиной, равной 4300 м.

По предлагаемому способу нагрев воды производят в скважине, состоящей из вертикального и горизонтального участков общей длиной:

L_Г H + L 3800 + 207 4007 м

Для осуществления нагрева нагнетаемой воды по предлагаемому способу требуется меньшая длина скважины, чем по прототипу:

L=L_н-L_г 4300 4007 293 м

Для оценки экономического эффекта используют соотношение стоимости наклонной и горизонтальной скважин.

Для определения стоимости наклонной скважины используют формулу:

_н= 0,4 _o(1 + 1,5 К), (8) где _н- стоимость 1 м наклонной скважины;

_о- стоимость 1 м вертикальной скважины;

К коэффициент, учитывающий отклонение наклонной скважины от вертикали.

Для отклонения свыше 1000 м (рассматриваемые условия) К 1,78, формула (9) принимает вид:

_н 1,47_о (9)

Согласно справочным данным СУСН о стоимости горизонтальной скважины имеются сведения для скважины с длиной горизонтального участка 250 м:

_{г о} (1,3-1,5), (10) где _г- стоимость 1 м горизонтальной скважины.

На фиг. 1 дано сравнение для нагнетательных скважин, разбуриваемых по предлагаемому способу с горизонтальным участком и наклонных (прототип), при движении закачиваемой воды по которым достигается одинаковый нагрев до 60^оС. Закачку воды в пласт ниже этой температуры считают недопустимой. Расчеты проведены по формуле (1) для различных интенсивностей закачки и для различных температур на устье 5, 15, 24^оС. Пунктиром обозначены длины скважин, относящихся к прототипу, сплошными линиями к предлагаемому способу. Как видно из полученных данных, существующие достижения горизонтального бурения, в том числе отечественного с длиной горизонтального участка 1000 1500 м, вполне обеспечивают строительство нагнетательных скважин, удовлетворяющих условиям геотермального нагрева закачиваемой воды до заданной температуры, в то время как аналогичные скважины для прототипа технически трудно осуществимы.

Получается значительный выигрыш в длине скважины по предлагаемому способу в сравнении с прототипом, который реализуется в виде экономического эффекта, вычисляемого по формуле (11) и приведенного на фиг.2.

Величина эффекта относится только к одной залежи и одному опытному участку, а повсеместное распространение предлагаемого способа приведет к его значительному увеличению.

Предлагаемый способ создает реальную возможность отказаться от подогрева закачиваемой воды с использованием, например, установок ПТБ 10/160, которая ведет к дополнительным затратам на закачку подогретой воды на рассматриваемом в примере участке разработки.

Приведенные на фиг. 3 величины уменьшения относительной длины скважины при применении предлагаемого способа определялись по формуле:

L . (12)

Приведенные данные указывают на то, что уменьшение длины наклонной скважины при использовании предлагаемого способа может превосходить всю длину скважины с горизонтальным участком.