способ разработки нефтегазовых месторождений

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий закачку теплоносителя по колонне труб скважины в пласт и агента, препятствующего прорывам газа из газовой шапки в добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи и темпов разработки залежи, в качестве агента, препятствующего прорыву газа из газовой шапки в добывающие скважины, используют горячую воду с температурой выше начальной пластовой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью снижения удельного расхода теплоносителя, температура горячей воды, закачиваемой вдоль газонефтяного контакта, составляет 60 300^oС.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что температура воды, закачиваемой вдоль газонефтяного контакта, поддерживается равной температуре, до которой прогревается кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки.

4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что, с целью снижения удельного расхода тепла на добычу нефти и достижения требуемой температуры закачиваемой в газовую шапку воды, колонна труб, по которой поступает теплоноситель в пласт, состоит из теплоизолированных труб в верхней части, а нижняя часть состоит из нетеплоизолированных труб, причем длина нетеплоизолированных труб подбирается исходя из условия температуры, закачиваемой по кольцевому пространству горячей воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способу разработки нефтегазовых месторождений.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей путем реализации барьерного заводнения на границе раздела нефти и газа для предотвращения истощения газовой шапки. При барьерном заводнении создаются условия для одновременной эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки. Недостатком этого способа является низкая эффективность вытеснения высоковязкой нефти закачиваемой водой. В результате нефтеотдача существенно не повышается и остается крайне низкой.

Известен способ разработки водоплавающих залежей высоковязких нефтей путем закачки теплоносителя в нагнетательные скважины. Закачиваемый теплоноситель прорывается в добывающие скважины по водонасыщенной части пласта, благодаря чему прогревается нефтенасыщенная часть коллектора. За счет прогрева нефти снижается ее вязкость, а нефтеотдача повышается. Недостатком этого способа является медленный прогрев всей толщи нефтяной оторочки, из-за которого охват пласта вытесняющим агентом по толщине оказывается низким, а удельный расход теплоносителя на добычу единицы массы нефти высоким.

Известен способ разработки нефтегазовых залежей, включающий закачку инертного газа в область газонефтяного контакта для предотвращения прорыва в газовую шапку теплоносителя, который нагнетают в нефтенасыщенную часть пласта. Недостатком этого способа является медленный прогрев нефтяной оторочки и низкая эффективность вытеснения нефти в области, прилегающей к газонефтяному контакту.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи и темпов разработки залежи. Поставленная цель достигается за счет того, что осуществляют закачку горячего теплоносителя в пласт и барьерное заводнение, причем барьерное заводнение осуществляют путем закачки воды с температурой, превышающей начальную пластовую, вдоль газонефтяного контакта. Температура горячей воды, закачиваемой вдоль газонефтяного контакта, составляет 60-250^оС или поддерживается равной температуре, до которой прогревается кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки.

Применения перечисленных отличительных признаков для достижения указанной цели в литературе не обнаружено, что позволяет говорить о том, что предлагаемое техническое решение отвечает критериям "новизна" и "существенные отличия".

Эффективность вытеснения вязкой нефти зависит в значительной степени от температуры. Прогрев продуктивной части пласта до температуры 80-120^оС приводит к резкому снижению вязкости нефти, благодаря чему существенно повышается эффективность ее вытеснения. Для прогрева коллектора в пласт закачивают теплоноситель. Если залежь представляет собой оторочку нефти с газовой шапкой и активной подошвенной водой, то закачиваемый теплоноситель поступает главным образом, в водонасыщенную часть коллектора, так как фильтрационные сопротивления здесь на несколько порядков ниже по сравнению с нефтенасыщенной частью пласта. Для предотвращения прорывов теплоносителя в газовую шапку и прорывов газа в добывающие скважины наряду с тепловым воздействием реализуют барьерное заводнение путем нагнетания холодной воды в газовую шапку. Однако при большой толщине нефтяной оторочки прогрев пласта закачиваемым в область водонефтяного контакта теплоносителем осуществляется крайне медленно. В результате темпы извлечения нефти остаются крайне низкими, а удельный расход теплоносителя повышается. Более эффективно можно разрабатывать водоплавающие залежи, нагнетая теплоноситель как в газовую шапку, так и в область водонефтяного контакта. В последнем случае прогрев нефтяной оторочки осуществляется в два раза быстрее, а темпы разработки оказываются почти в два раза выше.

Способ иллюстрируется чертежом.

Способ осуществляют следующим образом. В нагнетательной скважине перфорируют эксплуатационную колонну не только в нефтенасыщенной части коллектора, но и на несколько метров выше газонефтяного контакта и на несколько метров ниже водонефтяного контакта. Интервал перфорации в водонасыщенной и газонасыщенной зонах определяют, исходя из запроектированных расходов теплоносителя в газовую шапку и водонасыщенную часть коллектора.

Для барьерного заводнения необходимо в газовую шапку закачивать воду, а в рассматриваемом случае горячую воду. С целью снижения теплопотерь в стволе нагнетательной скважины целесообразно горячий агент закачивать по колонне труб, а холодную воду по кольцевому пространству. Колонну труб, по которой закачивается горячий агент (горячая вода или пар), целесообразно делать составной, когда верхняя часть колонны собирается из теплоизолярованных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. При контакте холодной воды с теплоизолированными трубами происходит ее нагрев и температура агентов может практически выравниваться. Если при теплообмене с закачиваемым в пласт паром последний полностью конденсируется и превращается в горячую воду, то установки пакера на забое нагнетательной скважины не требуется. Если после теплообмена на забой нагнетательной скважины поступает водяной пар, то требуется установка пакера, разделяющего газонасыщенную и нефтенасыщенную части коллектора, так как использование пара в качестве барьера нецелесообразно. Для расчета процесса теплообмена между холодной водой, движущейся по кольцевому пространству, и горячим агентом, поступающим в колонну труб, используется специальная разработанная в МИНГ методика.

Исходя из планируемой динамики отбора жидкости, приемистости скважин и технических возможностей, задают расходы горячего (G_г) и холодного (G_х) теплоносителей. Степень сухости пара (горячего теплоносителя) определяют по следующей зависимости:

X=X_o 1-e+a₅Z+a₆Z²

(1)

Температуру холодной воды:

=t_s + 1-e-(t_s-_x)e + Z

(2)

При полной конденсации пара в колонне НКТ в горячую воду или в случае закачки ее с поверхности температуру горячей воды определяют следующим образом: t a₁₂ exp (a₁₀z) + a₁₁ exp (a₉z) + a₈ + Г_z, (3) а температуру холодного теплоносителя:

+xa₁₀Z)+aexp(a₉Z)+

(4)

где a₁ a a₂ a₃

a₄=a₂+a₃; a₅ a₆

a₇=a+a₂+a₃; a₈=aa_3o-a₇Г; a₉= +

a₁₀ a₁₁

a₁₂

где х текущая степень сухости пара на глубине z;

х_о степень сухости пара на устье скважины

t_s температура пара или горячей воды на устье, ^оС;

_x температура холодной воды на устье, ^оС;

_х" температура холодной воды на глубине полной конденсации пара, ^оС;

- текущая температура холодной воды на глубине z, ^оС;

z глубина рассматриваемого сечения скважины, м;

Г геометрический градиент, ^оС/м;

К₁ коэффициент теплопередачи от горячего теплоносителя к горным породам, Вт/(м²К);

К₂ коэффициент теплопередачи от холодного теплоносителя к горным породам, Вт/м²К);

r скрытая теплота парообразования, Дж/кгК;

С_рг, С_рх удельная теплоемкость горячего и холодного теплоносителя соответственно. Дж/кгК;

d₁ внутренний диаметр НКТ. м;

d₂ внутренний диаметр обсадной колонны м;

- температура окружающих горных пород в данном сечении скважины, ^оС;

_о- температура невозмущенного слоя горных пород, ^оС.

Температура закачиваемого в пласт пара зависит от пластового давления. При значительных пластовых давлениях температура пара может оказаться намного большей, чем необходимо для эффективного вытеснения нефти. Если водяной пар попадает в водонасыщенную зону коллектора, он быстро конденсируется, смешиваясь с пластовой водой, а затем фильтруется в виде горячей воды. В газовой шапке высокотемпературный теплоноситель не нужен, так как до некоторого предела прирост нефтеотдачи с увеличением температуры значителен, а затем, плавно снижаясь, становится малозаметным. Для подобных залежей с целью снижения теплопотерь целесообразно ограничивать температуру воды, поступающей в газовую шапку. Эта температура определяется, исходя из результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти при различных температурах. Опыт применения тепловых методов на нефтяных залежах свидетельствует, что минимальная температура закачиваемой в газовую шапку воды должна составить 60^оС для месторождений, залегающих на малой глубине с низкой пластовой температурой и высокой вязкостью нефти. При меньшей температуре воды вытеснение нефти малоэффективно, а нефтеотдача повышается недостаточно. Максимальная температура закачиваемой воды достигает 300^оС, так как при меньшей температуре в трещинно-поровом коллекторе эффективность капиллярной пропитки может быть низка и не обеспечивает достаточный прирост нефтеотдачи. При большей температуре закачиваемой воды прирост нефтеотдачи не компенсирует расходов для подогрева воды до более высокой температуры. Если нефтяная оторочка имеет небольшую толщину, а расстояние между скважинами велико, то вся нефтенасыщенная часть коллектора прогревается до значительной температуры. В этом случае холодная вода будет снижать температуру нефтяной оторочки, способствуя падению нефтеотдачи. При разработке таких месторождений температура закачиваемой в газовую шапку воды должна быть выше, чем та, до которой прогревается кровля нефтяной оторочки за весь срок разработки. Для расчета температуры кровли можно использовать следующую формулу:

t(l, )=t_s-(t_s-t_o)erf(l/2), (1) где t_s температура закачиваемого теплоносителя на устье;

t(l, ) температура пласта на расстоянии l от подошвы нефтяной оторочки через время после начала нагнетания теплоносителя;

t_о начальная температура пласта;

а коэффициент температуропроводности пласта;

Способ осуществляется следующим образом.

На месторождении, залегающем на глубине 400 м, нефтяная оторочка толщиной 30 м не подстилается водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 100 мПас очень медленно вытесняется водой и газом к добывающим скважинам, в результате чего предельная обводненность и предельные газовые факторы достигаются при нефтеотдаче всего 20% С целью повышения эффективности вытеснения нефти принято решение закачивать теплоноситель как вдоль водонефтяного контакта, так и вдоль газонефтяного контакта. Лабораторными опытами было установлено, что эффективное вытеснение нефти достигается уже при температуре 60^оС. Поэтому было решено для дальнейшего заводнения использовать воду с температурой 60^оС. С этой целью в скважину спустили составную колонку, верхняя часть которой состоит из теплоизолированных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. Кольцевое пространство изолировано от забоя нагнетательной скважины с помощью теплоизолированного пакера. По насосным трубам в зону водонефтяного контакта закачивают водонефтяной пар с температурой 250^оС в количестве 200т/сут, а по кольцевому пространству в скважину подают с темпом 100 т/сут холодную воду, которая прогревается до поступления в область газонефтяного контакта до температуры 60^оС. Для достижения такой температуры составная колонна должна состоять из теплоизолированных труб длиной 70 м и нетеплоизолированных труб длиной 330 м. Закачка теплоносителя в пласт осуществляется циклически (полгода закачка и полгода перерыв). За счет применения метода срок разработки одного элемента системы расстановки скважин сокращается в 1,5 раза с 15 до 10 лет, а нефтеотдача повышается на 15%

На месторождении, залегающем на глубине 1400 м, коллектор которого представлен трещинно-поровым известняком, нефтяная оторочка толщиной 45 м подстилается водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 1 Пас практически не втесняется газом и очень плохо вытесняется водой при пластовой температуре, составляющей 20^оС. Было установлено, что эффективная капиллярная пропитка происходит при температуре 180-200^оC, поэтому было решено нагнетать в газовую шапку воду с температурой 320^оС, а в кольцевое пространство нагнетательной скважины подают 75 т/сут холодной воды, которая с температурой 300^оС поступает вдоль газонефтяного контакта. Для прогрева холодной воды до 300^оС колонна насосных труб должна состоять из теплоизолированных труб (верхние 350 м) и нетеплоизолированных труб (нижние 1050 м). За счет применения способа срок разработки залежи сокращается в 1,8 раза, а удельный расход теплоносителя снизится в 1,2 раза.

На месторождении нефтяная оторочка толщиной 10 м подстилается подошвенной водой и покрывается газовой шапкой. Нефть вязкостью 300 мПас очень плохо вытесняется газом и водой при начальной пластовой температуре (30^оС). При естественном режиме нефтеотдача не превышает 10% С целью повышения коэффициента нефтеизвлечения принято решение нагнетать в пласт водяной пар, имеющий температуру 320^оС. Теплоноситель, закачиваемый в область водонефтяного контакта, будет эффективно прогревать нефтенасыщенную часть коллектора. Для создания барьера между газовой шапкой и нефтяной оторочкой в область газонефтяного контакта закачивается вода. Однако, если закачиваемая при барьерном заводнении вода будет холодной, то нефтяная оторочка будет охлаждаться, а нефтеотдача снижаться. Срок разработки одного элемента системы расстановки скважин достигает 10 лет. За все время нагнетания теплоносителя кровля нефтяной оторочки прогревается до температуры 130^оС. Поэтому для предотвращения охлаждения пласта в область газонефтяного контакта необходимо нагнетать воду с температурой 130^оС. Для реализации способа в нагнетательную скважину спускают составную колонну насосных труб, верхняя часть которой состоит из теплоизолированных труб, а нижняя из нетеплоизолированных труб. Длина нетеплоизолированной части колонны при темпе нагнетания пара 200 т/cут, а холодной воды 100 т/сут будет составлять 400 м при общей длине колонны 950 м.За счет применения метода нефтеотдача по сравнению с прототипом увеличится на 5%а срок разработки уменьшится в 1,4 раза.