способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи с нестационарным извлечением нефти из пласта, при котором эксплуатацию добывающих скважин производят в периодическом режиме, отличающийся тем, что первоначально устанавливают пограничное значение обводненности, определяют глубину спуска приема насоса ниже динамического уровня в скважине, обеспечивающую изменение режима эксплуатации при снижении динамического уровня до приема насоса, при изменении обводненности продукции выше установленной пограничной обводненности и увеличении плотности скважинной жидкости, от снижения динамического уровня и уменьшения коэффициента наполнения насоса, скважину останавливают в режим накопления на время перетока нефти из низкопроницаемых участков коллектора в высокопроницаемые, при этом длительность времени отбора продукции после пуска скважины принимают в зависимости от величины обводненности продукции -плотности скважинной жидкости, меняющейся от объема поступаемой в скважину пластовой воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с пластовым давлением, варьирующим в пределах ±4% в период эксплуатации скважины, в частности относится к способу увеличения нефтеотдачи пласта.

Известен нестационарный способ периодической эксплуатации горизонтальных скважин (Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонефтяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. //Нефтяное хозяйство, 2004, № 5, с.58-61), основанный на периодическом отключении работы насосного оборудования. При остановке скважины происходит перемещение нефти в зоны пласта, которые были заняты водой при эксплуатации скважины, т.е. происходит уменьшение конуса обводнения по высоте. В конечном итоге это приводит «к изменению содержимого поровой среды, а следовательно, к изменению фазовых проницаемостей для пластовых флюидов». Способ позволяет повысить накопленную добычу нефти при одновременном снижении суммарной попутной добычи пластовой воды.

Недостатком способа является необходимость продолжительного периодического отключения глубинных насосов. Продолжительность отключения составляет от двух недель до одного месяца. При этом, по признанию авторов работы, эффективность способа падает с каждым следующим циклом, а после десятого цикла добыча нефти заметно снижается при любом способе добычи, как стационарном, так и нестационарном. Таким образом, применяя известный способ, невозможно достичь высоких значений коэффициента извлечения нефти из пласта.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ нестационарного извлечения нефти из пласта, при котором эксплуатация добывающих скважин производится в периодическом режиме, периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значений дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30%. Обеспечивают выход защемленной нефти в высокопроницаемые поровые каналы и рост средней нефтедобычи (см. авт. св. РФ № 2288352, МКИ Е21В 43/12, опубл. 27.11.2006 г.).

В данном случае временной масштаб процесса изменения давления в рассматриваемой области пласта задается периодом изменения состояния динамической системы, не являющимся внутренней характеристикой коллектора. При этом очевидно, что периодический режим работы скважины не учитывает влияния изменения обводненности продукции скважины на режим эксплуатации. Возможен режим работы скважины, когда при снижении с максимального значении дебита по жидкости к минимальным значениям обводненность продукции не изменилась и не достигла минимальных значений. Режим работы скважины не учитывает влияние изменения обводненности продукции, а задается периодической работой насосного оборудования, не учитывая при этом постоянно изменяющуюся фильтрацию флюидов в пласте, которая в свою очередь требует ежедневного изменения режима работы скважины, в зависимости от процессов, происходящих в пласте.

Задачей изобретения является снижение объема попутно добываемой воды и повышение коэффициента извлечения нефти из обводненных коллекторов.

Задача решается тем, что добычу нефти ведут в режиме, в котором длительность периодов отбора зависит от изменения плотности скважинной жидкости, зависит от объемов поступаемой в скважину пластовой воды, при этом для скважины расчетным путем определяют глубину спуска насоса, обеспечивающую изменение режима эксплуатации скважины при увеличении обводнения добываемой продукции.

При наличии подошвенной, законтурной или нагнетаемой воды в процессе эксплуатации скважины происходит обводнение околоскважинной части пласта. Продукция скважины обводняется, и в какой-то момент процесс обводнения становится необратимым. Этот процесс связан с фазовой проницаемостью флюидов. На фиг.1 видно, что при обводнении части нефтенасыщенного пласта выше 55% фазовая проницаемость нефти равняется нулю. При рассмотрении данного физического процесса как обводнения продукции скважины, пограничной обводненностью продукции для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым, является обводненность более 60%. При этой обводненности прискважинная зона пласта становится гидрофильной, препятствуя движению нефти к интервалам перфорации.

Остановка и периодическая работа скважины не дают желаемых результатов из-за несвоевременности принятия мер по снижению темпов обводнения. В связи с этим предлагается технология периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяется в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости, которая позволяет непосредственно в момент увеличения обводнения проводить своевременную остановку скважины для снижения обводнения добываемой продукции.

1. Для этого на скважинах с пластовым давлением, варьирующим в пределах ±4% в период эксплуатации скважины, расчетным путем определяют динамический уровень скважины (Н_дин ) с обводненностью продукции на 5% ниже пограничной обводненности рассматриваемой залежи %_в=%_{в пограничный} - 5%. Затем на рассчитанную глубину Н_дин спускают прием насоса. Устанавливают на скважине дебит жидкости, при котором скважина работает в постоянном режиме при обводненности продукции %_в=%_{в пограничный} - 8%. Данный режим работы скважины позволяет при обводнении продукции ниже %_в =%_{в пограничный} - 5% работать в постоянном режиме, при этом динамический уровень жидкости находится выше приема насоса, следовательно, с полным наполнением глубинного насоса. При увеличении обводненности продукции скважины до %_в =%_{в пограничный} - 5%, происходит увеличение плотности добываемой жидкости, приток в скважину уменьшается, следовательно, динамический уровень снижается, коэффициент наполнения насоса изменяется, на динамограмме, определяющей степень заполнения насоса, появляется участок, отражающий влияние свободного газа, скважина останавливается в режим накопления. При необходимости на скважину устанавливается стационарный эхолот, останавливающий скважину при критических динамических уровнях. Через определенный интервал, который определяется по кривой восстановления уровня КВУ (Хисамов Р.С., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Галимов И.Ф., Фазлыев Р.Т. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор. // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006. - № 1. - С.21-24), как время, при котором происходит взаимодействие матричной и трещинной системы и переток нефти в макротрещины коллектора, запускают скважину в эксплуатацию. Добывающая скважина эксплуатируется до тех пор, пока обводненность ниже пограничной обводненности рассматриваемой залежи, но как только плотность продукции скважины повышается из-за обводнения, приток уменьшается, насос вновь откачивает жидкость и скважина останавливается. Так продолжается N количество периодов, до тех пор, пока плотность и обводненность скважинной жидкости не снизится из-за постоянно меняющихся периодов эксплуатации скважины, при которой происходит переток нефти из низко проницаемых участков коллектора в высокопроницаемые. Периодическая эксплуатация скважины графически выглядит следующим образом (фиг.2).

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. По кривой относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде определяют пограничную обводненность продукции для рассматриваемой залежи, при которой процесс обводнения становится необратимым. При отсутствии кривой относительных фазовых проницаемостей, пограничная обводненность подбирается на основании промыслового опыта обводнения скважин.

2. При стационарном режиме работы скважины производят оценку нефтесодержания продукции и динамический уровень.

3. Останавливают скважину и производят запись кривой восстановления давления, определяют пластовое давление и величину депрессии на пласт. Определяется коэффициент продуктивности пласта, уточнятся пластовое давление.

4. Определяется глубина спуска приема глубинного насоса.

где

Н_пр - предварительная глубина спуска приема насоса, м;

Н_сп - глубина спуска приема насоса, м;

Р_з - затрубное давление при работающем глубинном насосе, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Q _ж - дебит скважины, м³/с;

k _п - коэффициент продуктивности, м³/(c·MПa);

Н_кр - глубина кровли пласта, м;

- удлинение на кровлю пласта, м;

_ж - плотность скважинной жидкости в пластовых условиях, кг/м³;

- удлинение на глубине Н_пр, м;

_н - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м ³;

_в - плотность пластовой воды, кг/м³ ;

%_{в п} - пограничная обводненность, при которой процесс обводнения становится необратимым, прискважинная зона пласта становится гидрофильной, препятствуя движению нефти к интервалам перфорации.

5. Производится подземный ремонт добывающей скважины для спуска глубинно-насосного оборудования на заданную глубину.

6. Запускают добывающую скважину и следят за динамическим уровнем в процессе освоения. При обводненности продукции скважины ниже расчетного динамический уровень находится выше приема насоса, следовательно, с полным наполнением насоса. Когда обводненность продукции скважины выше расчетного, динамический уровень находится у приема насоса - коэффициент наполнения насоса снижается, по динамограмме, определяющей степень заполнения насоса, появляется участок, отражающий влияние свободного газа, скважина останавливается стационарным динамографом по газовому фактору в режим накопления. Через расчетное время (определяемое как время взаимодействия матричной и трещинной системы по КВУ), контроллер запускает скважину в работу, но так как продукция имеет повышенную плотность из-за обводнения, насос вновь откачивает жидкость и скважина останавливается. Так продолжается N периодов, до тех пор, пока плотность и обводненность скважинной жидкости не снижаются из-за периодической работы (например, перетока нефти из блоков матрицы в трещинную систему).

Приведем пример осуществления данной технологии на нефтяной залежи со следующими характеристиками: тип коллектора - порово-кавернозно-трещиноватый, режим залежи - водонапорный, пористость - 14,1%, средняя проницаемость - 0,145 мкм², нефтенасыщенность - 78,8%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 543 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 8,8 м, пластовое давление - 7,2 МПа на гл - 543 м, пластовая температура - 23°С, плотность нефти в пластовых условиях - 883,8 кг/м³, плотность пластовой воды - 1020 кг/м³, вязкость нефти в пластовых условиях - 52,87 мПа·с, давление насыщения нефти газом - 1,3 МПа, газосодержание - 4,72 м³/т, содержание серы в нефти - 2,6%, содержание парафина в нефти - 5%. На участке залежи нагнетательных скважин нет. Величина пограничной обводненности на рассматриваемой залежи составляет не более 65%.

Необходимые данные по скважине для расчета глубины спуска приема насоса: пластовое давление Р_пл=6,7 МПа; ожидаемое затрубное давление Р_з=0,2 МПа; производительность насоса при постоянной работе ; плотность скважинной жидкости при обводненности 65% , глубина кровли пласта Н_кр=790 м, удлинение на кровлю пласта l_кр=63,7 м. Определяют по кривой восстановления уровня коэффициент продуктивности пласта и время взаимодействия матричной и трещинной системы Т=9000 с.

Рассчитывают предварительную глубину спуска насоса:

По инклинометрии ствола скважины определяют удлинение =0,1 м на глубине Н_пр=139,9 м.

Добывающую скважину оборудуют насосом 25-175-RHAM-22-10-2-2, спущенным на глубину 130 м, прием насоса на глубине 140 м, т.е. на глубине с «оптимальной депрессией» на пласт и обводненностью продукции на 5% ниже пограничной обводненности рассматриваемой залежи.

С целью постоянного определения коэффициента заполнения насоса при работе скважина оборудована стационарным динамографом для снятия динамограмм.

Результаты работы скважины приведены на фиг.3. При обводненности продукции скважины ниже 65% скважина работает в постоянном режиме. При увеличении обводненности продукции скважины выше 65% динамический уровень снижается из-за увеличения плотности скважинной жидкости, коэффициент наполнения насоса уменьшается, на динамограмме, определяющей эффективность работы насоса, появляется прихват, скважина останавливается в режим накопления Т=9000 с. Через Т=9000 с, при котором происходит взаимодействие матричной и трещинной системы и переток нефти в макротрещины коллектора, скважина запускается в эксплуатацию. Так продолжается N количество периодов, до тех пор, пока плотность соответственно обводненность скважинной жидкости не снизится из-за постоянно меняющейся периодической эксплуатации скважины, при которой происходит переток нефти из микротрещин в макротрещины пласта.