2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта. Выработанные месторождения нефти


Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов, снижение энергетических и материальных затрат на эксплуатацию месторождения и предотвращение экологических опасностей. Сущность изобретения: способ включает сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносного горизонта в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование. Согласно изобретению залежи месторождения разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим. Месторождение эксплуатируют тремя типами скважин. Из них переточные скважины сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью для перетока и накопления нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил. Уравнительные скважины сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом для выравнивания пластовых давлений и предотвращения потери устойчивости пород. Добывающие скважины сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора. При этом выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых пластов, имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных и газовых месторождений в осложненных геолого-промысловых условиях, для добычи остаточных запасов нефти из залежей, выработанных известными методами, для создания нефтехранилищ, для предотвращения экологической угрозы загрязнения углеводородами верхних водоносных горизонтов и атмосферы и для предотвращения техногенных катастроф.

На практике повсеместно применяется способ разработки нефтяных месторождений с сооружением добывающих скважин, через которые нефть из залежей отбирается на полезное использование. Скважины и залежи прекращают эксплуатировать при достижении предела рентабельности, т.е. когда удельные затраты на добычу нефти становятся равными отпускной цене.

Недостатками способа являются высокая стоимость добычи нефти при низкой продуктивности нефтяных пластов, при больших глубинах залегания и в труднодоступных условиях местности. Из-за высокой себестоимости добычи разведанные месторождения или не вводятся в разработку, или их прекращают эксплуатировать при низких коэффициентах нефтеизвлечения, и это приводит к безвозвратным потерям нефти, создает глобальную угрозу загрязнения верхних водоносных горизонтов и атмосферы нефтью и газом [Журнал АН РФ ″Геоэкология", 2000, №4, с.331-333] вследствие самопроизвольного перетока их из залежей через пробуренные скважины. Если эксплуатация месторождения сопровождается значительным понижением давления в залежах, то это может вызвать проседания земной поверхности и землетрясения вследствие потери устойчивости изолирующих залежи пород.

Указанные недостатки отчасти устранены в известном способе разработки многопластового нефтяного месторождения [Пат. РФ №2003785, МКИ Е 21 В 43/020, опубл. 1993], включающем сооружение добывающих, нагнетательных, водозаборных и одной центральной скважины, переток нефти из нефтяных залежей в искусственную вторичную залежь и разработку нефтяных залежей в последовательности “снизу вверх”.

Недостатками способа являются большие материальные затраты на эксплуатацию месторождения, большие остаточные запасы нефти в пластах, недостаточно надежное предотвращение экологической опасности и ограниченная область применения.

Большие капитальные затраты при реализации известного способа обусловлены необходимостью сооружения большого числа скважин различного назначения, большими затратами на их переоборудование в ходе разработки месторождения. Особенно дорогостоящей является центральная скважина из-за ее большого диаметра и из-за цементажа эксплуатационной колонны лишь в интервале выше вторичной залежи. Большие капитальные затраты требуются также на обустройство месторождения вследствие необходимости прокладки выкидных линий от добывающих скважин и центральной скважины. Кроме того, больших капитальных затрат требует оснащение водозаборных скважин насосами и строительство наземных сооружений по очистке воды, без чего в подавляющем большинстве условий закачка воды в нефтяные пласты является невозможной. Большие эксплуатационные затраты обусловлены необходимостью использования насосов как для отбора обводненной нефти из пластов добывающими скважинами, так и для закачки воды. Высокие затраты также требуются на подготовку обводненной нефти, на очистку и утилизацию или захоронение отделенной пластовой воды, на подготовку и закачку в пласты подземной воды. Доразработка нефтяных залежей центральной скважиной после возврата добывающих скважин на вышезалегающий горизонт позволит повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения, но на небольшую величину. Это обусловлено тем, что центральная скважина находится на большом удалении от нагнетательных скважин и в условиях снижения расхода нагнетаемой в пласт воды достичь эффективного вытеснения нефти в направлении центральной скважины невозможно. Кроме того, согласное залегание продуктивных пластов с точным совпадением сводов по вертикальному разрезу встречается чрезвычайно редко. В большей части геологических условий при бурении центральной скважины на свод одной из залежей многопластового месторождения, ее положение в плане относительно других залежей следует ожидать на крыльях структуры вплоть до положения за контуром нефтеносности. Следовательно, существенного повышения нефтеотдачи от доразработки месторождения центральной скважиной можно ожидать только по одной залежи, при размещении ее в своде. В других залежах нефть будет накапливаться преимущественно в куполах структур, т.к. из-за снижения темпов искусственного заводнения начнет преобладать гравитационное вертикальное вытеснение подвижной остаточной нефти к кровле пластов, эффективность вытеснения вдоль напластования в направлении к центральной скважине будет низкой. Большие остаточные запасы подвижной нефти в залежах создают предпосылки для перетока этой нефти по разрушающимся добывающим скважинам в верхние водоносные горизонты и в атмосферу [Журнал АН РФ "Геоэкология", 2000, №4, с.331-333]. К недостаткам известного способа можно отнести также и нерациональные затраты на закачку воды в нефтяные залежи: в тех случаях, когда залежи характеризуются жестким водонапорным режимом, нагнетать в них воду не требуется. Из-за указанного выше снижения эффективности известного способа при несогласном залегании продуктивных пластов уменьшается область его применения. Эта область уменьшается также из-за использования способа только на многопластовых месторождениях. В прототипе не указаны и не обсуждаются также возможность использования способа при наличии непродуктивных и не используемых для формирования вторичной залежи водонапорных пластов между разрабатываемыми нефтяными залежами, вопросы крепления открытого ствола центральной скважины для предотвращения обрушения стенок, как и под действием каких сил из центральной скважины отводится пластовая вода, поступающая в скважину вместе с нефтью после обводнения залежей. Отсутствие таких данных не позволяет оценить ряд декларируемых преимуществ известного способа, а отмеченный признак о поддержании уровня водонефтяного раздела у устья центральной скважины делает невозможным переток нефти во вторичную залежь и осуществление способа по следующим причинам. Начальные давления в продуктивных и непродуктивных пластах на большей части нефтяных месторождений равны давлениям столбов пресной или слабоминерализованной воды, высотой, равной глубине залегания пласта, т.е., например, на глубине 1000 м давление будет около 10 МПа. Поэтому после заполнения скважины высокоминерализованной водой из нефтяного пласта давление на забое скважины будет выше начального пластового, приток в скважину нефти из пласта станет невозможным. Если учесть, что забойное давление будет выше рассчитанного таким образом значения из-за необходимости поддержания на устье избыточного давления для отбора пластовой продукции в систему нефтегазосбора, а давление в залежи будет ниже начального вследствие отбора нефти и воды добывающими скважинами, то физическое отсутствие условий для перетока нефти в искусственную залежь становится очевидной.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пластов, снижение энергетических и материальных затрат на эксплуатацию месторождения и предотвращение экологических опасностей.

Цель достигается тем, что в известном способе разработки месторождений, включающем сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносных горизонтов в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, залежи разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные снабжены подземными сепараторами для разделения нефти и воды и (или) для разделения жидкости и газа и сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью, уравнительные снабжены зумпфами и сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом, имеющим проницаемость меньше, чем у залежей, и залегающим ниже их, добывающие сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых и имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами, а перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.

Разработку месторождения заявленным способом осуществляют при использовании природных сил, без подвода извне искусственной энергии, при саморегулировании технологических процессов и это резко снижает затраты на эксплуатацию. Снижение энергетических и материальных затрат позволяет достигать высоких коэффициентов нефтеизвлечения, разрабатывать залежи и месторождения, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Способ осуществим как на однопластовых, так и на многопластовых месторождениях. Сообщение продуктивных и непродуктивных пластов способствует перетоку и накоплению нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил как это происходит в природных условиях при формировании залежей нефти и газа массивного типа. Сообщение нефтяных залежей, вторичной залежи и водонапорного горизонта уравнительными скважинами приводит к выравниванию приведенных пластовых давлений в указанных объектах и это предотвращает техногенные катастрофы от потери устойчивости изолирующих пласты пород.

Сущность заявляемого способа поясняется чертежами. На фиг.1 приведены графики, поясняющие энергетические предпосылки осуществления способа, на фиг.2 - схема реализации, а на фиг.3 - компоновки подземного оборудования в переточных скважинах.

Графики фиг.1 отражают зависимость давлений Р по глубине Н скважин, значения hвз, hнз и pвз, рнз отражают соответственно глубины залегания и начальные давления во вторичной залежи и в нефтяной залежи. Приведенная на графике кривая 1 характеризует давления в пластах по вертикальному разрезу до разработки месторождения, кривая 2 отражает давление в заполненной нефтью скважине при сообщении ее с нефтяной залежью, а кривая 3 отражает давление в скважине при сообщении ее как с нефтяной залежью, так и с вторичной залежью.

На фиг.2 приведены вторичная залежь 4, экранированная нефтяная залежь 5 и водонапорный горизонт 6. Месторождение эксплуатируется переточными скважинами 7, добывающими скважинами 8 с системой нефтегазосбора 9 и уравнительными скважинами 10 с зумпфом 11. Уравнительная скважина может быть снабжена управляемым клапаном, размещенным в интервале глубин от залежи 4 до залежи 5 и водонапорного горизонта 6 (на чертеже не указано). Нефть и вода в пластах разделяются плоскостью ВНК, а движение флюидов при реализации способа обозначено стрелками.

На фиг.3 приведена переточная скважина 7 с колонной насосно-компрессорных труб 12, обратными клапанами 13 и пакерами 14.

Способ осуществляют последовательными этапами следующим образом.

На первом этапе осуществляется проектирование разработки месторождения, выбор пластов для вторичной залежи и водонапорного горизонта, технологические и экономические расчеты. По известным данным о показателях продуктивных и непродуктивных пластов строят кривую 1 распределения давлений в пластах по вертикальному разрезу месторождения, а по известной плотности продукции нефтяных залежей строят кривую 2, отражающую давление в условной скважине, сообщенной только с нефтяной залежью. Если месторождение не эксплуатировалось до применения заявляемого способа, то разность давлений в скважине и окружающих недрах на одной отметке увеличивается к устью скважины, величина перепада давления на конкретной глубине может быть определена как произведение разности плотностей воды и нефти на расстояние от залежи до расчетной глубины и обычно составляет 3-4 МПа на 1 км, т.е., например, при глубине залегания продуктивного пласта 3 км избыточное давление на устье скважины составит около 10 МПа. Поскольку перепад давления увеличивается по направлению к устью скважины, то для обеспечения наиболее благоприятных энергетических условий перетока продукции из нефтяных залежей пласт для вторичной залежи 4 выбирают залегающим на небольшой глубине. При этом для формирования вторичной залежи можно использовать один или несколько высокопроницаемых пластов, надежно изолированных от вышезалегающих горизонтов для предотвращения загрязнения этих горизонтов и атмосферы углеводородами и имеющих любой энергетический режим. В порядке предпочтительности выбранный для вторичной залежи пласт может быть представлен выработанной нефтяной залежью, газовой залежью, непродуктивным водонасыщенным горизонтом. Возможность использования для вторичной залежи водоносного горизонта рассматривается также с позиции ценности вод.

В тех случаях, когда месторождение до применения заявляемого способа эксплуатировалось другими методами и давления в нефтяных залежах понизилось по сравнению с начальными значениями, т.е. в случаях использования способа на выработанных месторождениях для доизвлечения остаточных запасов нефти, по кривым 1 и 2 оценивают возможность накопления нефти во вторичной залежи: переток нефти в эту залежь будет возможен, если давление рвз будет меньше давления в скважине, определенного по кривой 2 на отметке hвз. В противном случае применение способа откладывается на более поздний срок, когда давление рнз повысится до необходимых значений или самопроизвольно, или за счет ускорения выравнивания приведенных давлений в пластах уравнительными скважинами.

Водонапорный горизонт 6 предназначен для повышения давления в залежах 4 и 5, понижающегося вследствие отбора из них нефти в случаях недостаточной компенсации отбора притоком контурных или подошвенных вод, а также для отвода в него воды из залежи 4 с помощью уравнительной скважины 10, если давление в этой залежи начнет превышать начальное значение. Водонапорный горизонт может иметь проницаемость меньше, чем у пластов сообщенных с ним залежей, размещаться ниже залежей, а уравнительная скважина 10 снабжается зумпфом. Эти признаки обеспечивают длительную приемистость пластов залежей 4 и 5 в уравнительной скважине, что объясняется следующим.

Снижение приемистости пластов нефтяных залежей при используемом в способе внутрискважинном межпластовом заводнении вызывается кольматацией фильтрационных каналов твердыми частицами породы, выносимыми из водоносного горизонта. Кольматация происходит, если размер частиц больше или незначительно меньше проходных сечений фильтрационных каналов. Поскольку сечения каналов и соответствующие размеры выносимых из пласта или фильтрующихся в пласт частиц пропорциональны проницаемости, то по этой известной характеристике коллектора можно выбрать такой водоносный горизонт, чтобы выносимые из него частицы свободно нагнетались в нефтяной пласт. В том случае, когда водоносный горизонт размещается ниже нефтяной залежи, наиболее крупные частицы оседают в зумпф скважины под действием гравитационных сил. Дополнительный эффект от размещения водоносного горизонта ниже нефтяных залежей обусловлен повышенной температурой воды, ее более высокими нефтевымывающими свойствами.

На втором этапе осуществляют практическую реализацию способа. Новые месторождения разбуривают переточными 7, добывающими 8 и уравнительными 10 скважинами (фиг.2). Переточные скважины 7 бурят на отдельные нефтяные залежи или на группы залежей, объединенные как единый объект разработки, но не исключается одновременное вовлечение в разработку каждой переточной скважиной всех залежей многопластового месторождения. Переточные скважины могут быть оснащены подземными сепараторами (фиг.3), из которых нижний, размещенный на глубине нефтяной залежи 5, используется для разделения нефти и воды и для отвода воды из восходящего потока продукции, а верхний, размещенный на глубине вторичной залежи 4, используется для отделения газа от жидкости. Способ может быть осуществлен как без приведенных на фиг.3 сепараторов, конструктивно выполненных из насосно-компрессорных труб 12, обратных клапанов 13 и пакеров 14, так и при использовании других известных типов. В частности, для отделения воды от нефти могут использоваться гравитационные или гидроциклонные сепараторы [John A. Veil. Interest revives in downhole oil-water. Oil and Gas Journal, 2001, Vol.99, pp.47-56], а для разделения газа и жидкости можно использовать известные газовые якори.

Уравнительные скважины 10 бурят для выравнивания приведенных давлений в сообщаемых ими пластах и для поддержания пластовых давлений на уровне начальных значений. Вскрытие пластов нефтяных залежей и вторичной залежи в уравнительной скважине осуществляется или в интервале ниже ВНК, или у подошвы пласта, или по всей толщине пласта при размещении уравнительной скважины за контуром нефтеносности.

Добывающие скважины 8 бурят с большими диаметрами и по разреженной сетке, т.к. высокая проницаемость пласта вторичной залежи позволяет эксплуатировать их с высокими дебитами при низких депрессиях. Добывающие скважины сообщены с системой нефтегазосбора 9.

На месторождениях, выработанных известными способами, добывающие, переточные и уравнительные скважины могут быть сооружены путем переоборудования имеющегося фонда скважин. Формирование вторичной залежи на таких месторождениях начнется после сооружения уравнительных и переточных скважин и повышения давления в нефтяных залежах до такой величины, чтобы давление в заполненной нефтью переточной скважине превысило давление во вторичной залежи (фиг.1). На новых месторождениях переток нефти во вторичную залежь начнется после сооружения переточных скважин.

При реализации способа нефть поступает в переточную скважину из нефтяной залежи и перетекает во вторичную залежь под действием перепадов давления, которые определяются сопоставлением кривых 1 и 3 на фиг.1. В ходе перетока давление в нефтяной залежи 5 (фиг.2) понижается, а во вторичной залежи 4 повышается, наиболее значительные изменения давления происходят в зонах пластов, прилегающих к переточной скважине. Изменения давления будут также более значительными в низкопроницаемых экранированных залежах. В результате повышения давления во вторичной залежи вода из нее вытесняется за пределы зоны повышенного давления в этом же пласте, а также в нефтяную залежь и водонапорный горизонт через уравнительную скважину 10. Понижение давления в нефтяной залежи приведет к притоку в эту залежь воды через уравнительную скважину и из водонасыщенной части пласта ниже отметки ВНК.

Переток нефти по скважине 7 из залежи 5 в залежь 4 сопровождается понижением давления по стволу скважины, выделением из нефти свободного газа. Удельные объемы сепарирующегося газа и отметка начала разгазирования нефти в скважине 7 определяются газосодержанием и давлением насыщения. Разгазирование нефти двояко отражается на интенсивности перетока. С одной стороны, свободный газ уменьшит среднюю плотность продукции в переточной скважине, и это повысит перепады давления между скважиной и залежами с соответствующим повышением интенсивности перетока. Увеличению расхода перетекающей нефти будет способствовать и возникающий при этом газлифтный эффект. Но, с другой стороны, фильтруемость продукции в виде газожидкостной смеси в пласт вторичной залежи ухудшится, репрессия на этот пласт возрастет. Чтобы уменьшить отрицательные последствия от разгазирования продукции в переточной скважине, ее снабжают сепаратором, позволяющим разделять газожидкостную смесь на отдельные фазы. В приведенном на фиг.3 варианте разделение происходит в колонне труб 12 и после выхода продукции из колонны труб 12 в межтрубное пространство через клапаны 13, размещенные над верхним пакером 14. Возможно использовать для целей разделения фаз центробежные и другие известные конструкции внутрискважинных сепараторов. Выделившийся в сепараторе свободный газ займет верхнюю часть скважины и будет нагнетаться в верхнюю часть вторичной залежи, а жидкость - в нижнюю часть вскрытого перфорацией интервала, репрессия на пласт понизится.

Переток нефти из залежи 5 в залежь 4 со временем будет характеризоваться появлением воды в продукции и последующим повышением обводненности. Наличие воды в продукции приводит к снижению интенсивности перетока как вследствие увеличения плотности продукции в переточной скважине в интервале отметок залежей 4 и 5, так и вследствие ухудшения фильтруемости водонефтяной смеси во вторичную залежь. Следует, однако, отметить, что переток нефти из-за ее обводнения не прекратится, а лишь уменьшится. Полное прекращение перетока нефти во вторичную залежь произойдет только в том случае, если пласт залежи 5 в районе скважины 7 обводнится полностью, т.е. когда будут полностью выработаны запасы подвижной нефти, и скважина окажется за контуром нефтеносности. Это очень важное известное обстоятельство, определяющее эффект достижения высокой нефтеотдачи пластов при использовании заявляемого способа, объясняется несбалансированностью давлений в нефтенасыщенной части пласта и в заполненном водой стволе скважины и достаточно детально рассмотрено в работе [Журнал “Нефтяное хозяйство”, 1998, №9, с. 43-45].

Чтобы уменьшить отрицательный эффект от обводнения продукции и повысить интенсивность перетока, скважину 7 снабжают подземным сепаратором для разделения нефти и воды, например, типа приведенного на фиг.3. Разделение фаз в таком сепараторе происходит под действием гравитационных сил в колонне 12 после поступления в нее продукции через клапан 13. После разделения фаз нефть будет накапливаться в верхней части колонны 12 и нагнетаться в залежь 4, а вода - накапливаться в нижней части колонны 12 и поглощаться пластом 5 в интервале ниже ВНК, или нагнетаться в нижезалегающий пласт (на чертеже не указан). Необходимое для поглощения воды избыточное давление обусловлено разностью плотностей жидкостей в колонне 12 и в межтрубном пространстве. Поскольку межтрубное пространство до отметки нижнего клапана 13 заполнено водонефтяной смесью, а этот же интервал в колонне 12 будет заполнен водой, имеющей более высокую плотность, то давления в нижней части столбов рассматриваемых жидкостей будут различаться, давление в колонне 12, например на отметке ВНК, будет выше давления в межтрубном пространстве на этой же отметке и выше давления в пласте. Чтобы использовать формируемое указанным способом избыточное давление для отвода воды из колонны 12, межтрубное пространство перекрывают нижним пакером 14.

Создание вторичной залежи сопровождается безвозвратными потерями части перетекшей нефти из-за адсорбции ее породой, образования на поверхности фильтрационных каналов пленки нефти, которая не отмывается при последующем вытеснении нефти из пласта водой или газом. Величина потерь определяется свойствами породы пласта, геометрическими размерами вторичной залежи, величиной удельной поверхности коллектора. Чтобы уменьшить потери нефти, пласт для формирования вторичной залежи выбирают из числа высокопроницаемых и высокопористых и из залежи отбирают газ.

Высокопроницаемые коллекторы характеризуются небольшими показателями удельной поверхности, причем отличие таких коллекторов от низкопроницаемых по показателю удельной поверхности достигает 100 раз. Адсорбционные потери нефти пропорциональны удельной поверхности породы, и отличительный признак способа по выбору пластов с высокой проницаемостью для вторичной залежи направлен на уменьшение потерь нефти. Кроме того, использование высокопроницаемых пластов для вторичной залежи приведет к снижению репрессии на пласт при перетоке нефти, повышает интенсивность перетоков, уменьшает продолжительность разработки месторождения.

Объемы пленочной нефти в пласте, т.е. общие потери нефти, можно уменьшить поддержанием минимальных размеров вторичной залежи. Такого результата можно достичь двумя путями: или отбором газа из формирующейся во вторичной залежи газовой шапки, или непрерывным отбором нефти и газа из вторичной залежи скважинами 8. Поскольку сроки и темп отбора нефти из вторичной залежи в систему нефтегазосбора 9 в большей части условий применения способа является заданным и расчетным показателем, то стравливание газа может оказаться наиболее простым и эффективным методом поддержания минимальных размеров залежи. В других случаях эксплуатацию вторичной залежи осуществляют с учетом известных критериев разработки месторождений с газовой шапкой.

Преимущества способа наиболее существенно проявляются при использовании его для разработки месторождений и залежей, эксплуатация которых известными методами нерентабельна, при разработке месторождений в труднодоступных условиях местности и на море, для создания стратегических запасов нефти, для предотвращения экологической угрозы. Преимущества выражаются в следующем.

Низкие материальные издержки на эксплуатацию месторождений по заявляемому способу позволяют осуществлять разработку объектов, эксплуатация которых известными методами нерентабельна. Это позволяет вовлекать в разработку залежи и месторождения с забалансовыми запасами нефти и газа, проводить доразработку месторождений, считающихся выработанными известными методами, но имеющими невысокие достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения, осуществлять разработку месторождений со сложными геолого-промысловыми условиями, в т.ч. при высокой обводненности, при больших глубинах залегания пластов, при их низкой продуктивности и др. Использование способа в таких условиях и при ограниченном числе переточных скважин может потребовать длительных сроков для перетока нефти из продуктивных пластов во вторичную залежь и последующий отбор нефти на полезное использование из вторичной залежи будет целесообразно осуществлять через определенный продолжительный период после начала перетока. Формирующуюся нефтяную залежь в такой ситуации можно рассматривать как нефтехранилище, использовать накапливающуюся нефть в зависимости от конъюнктуры рынка, сезонных колебаний спроса на нефть, формировать таким образом государственные стратегические запасы.

Преимущества использования способа на морских месторождениях, в труднодоступных условиях местности, в природоохранных зонах и др. обусловлены упрощением системы нефтегазосбора, снижением экологической опасности от скважин и наземных сооружений. Переточные и уравнительные скважины не требуют обслуживания в ходе эксплуатации, могут быть надежно загерметизированы на устье. Что касается добывающих скважин, то, вследствие заданной высокой проницаемости пласта вторичной залежи, такие скважины бурятся по редкой сетке, эксплуатируются с высокой производительностью безводной нефтью и это упрощает систему нефтегазосбора, снижает затраты на добычу нефти. Выбор высокопроницаемого пласта для вторичной залежи (суперколлектор) и регулирование отборов нефти для уменьшения безвозвратных потерь позволяют использовать такие пласты как элемент системы нефтегазосбора, размещать добывающие скважины на удалении от переточных и уравнительных, например, вверх по восстанию пласта вторичной залежи в направлении берега моря или границы природоохранной зоны.

Экологические преимущества способа обусловлены, с одной стороны, уменьшением экологической опасности от скважин и наземных сооружений, от выравнивания приведенных давлений во взаимодействующих пластах, от снижения коррозии труб и оборудования и др. Главное преимущество, с другой стороны, обусловлено повышением нефтеотдачи пластов, уменьшением объемов остаточной подвижной нефти после разработки месторождения, предотвращением самопроизвольного неконтролируемого перетока этой нефти в верхние водоносные горизонты или водоемы через разрушившиеся скважины под действием сил, являющихся рассмотренной выше энергетической основой заявляемого способа.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий сооружение скважин и системы нефтегазосбора, нагнетание воды из водоносного горизонта в нефтяные залежи, переток нефти из нефтяных залежей во вторичную залежь и последующий отбор нефти из вторичной залежи на полезное использование, отличающийся тем, что залежи месторождения разделяют по природной энергетической характеристике на экранированные и имеющие жесткий водонапорный режим, и месторождение эксплуатируют тремя типами скважин, из которых переточные скважины сообщают нефтяные залежи с вторичной залежью для перетока и накопления нефти в верхнем пласте под действием гравитационных сил, уравнительные скважины сообщают экранированные залежи и вторичную залежь с водонапорным горизонтом для выравнивания пластовых давлений и предотвращения потери устойчивости пород, а добывающие скважины сообщают вторичную залежь с системой нефтегазосбора, при этом выбор пласта для вторичной залежи осуществляют из числа высокопроницаемых пластов, имеющих максимально допустимое превышение над нефтяными залежами.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа имеющих проницаемость меньшую, чем у пластов экранированных залежей и вторичной залежи.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонапорный горизонт выбирают из числа залегающих ниже нефтяных залежей, а уравнительные скважины снабжают зумпфами.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед отбором нефти из вторичной залежи отбирают газ.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что переточные скважины снабжают подземными сепараторами для разделения нефти и воды и/или для разделения жидкости и газа.

www.findpatent.ru

Выработка - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Выработка - месторождение

Cтраница 1

Выработка месторождения полезных ископаемых требует поиска другого месторождения.  [1]

После выработки месторождений ресурсные города обречены на исчезновение.  [2]

Этот конец выработки месторождения по гидравлическому режиму наступит не скоро. К тому времени природный газ как идеальное топливо и ценное сырье для многих производств завоюет высокое место в народном хозяйстве и будет иметь соответственно высокую цену, так что извлечение газа из воды представит выгоды.  [3]

Если залежь после выработки месторождения может быть использована под подземное хранилище, снижать пластовое давление с отбором газа из пласта можно до 50 - 100 кгс / см2 с последующей рециркуляцией сухого газа.  [4]

И по мере выработки месторождений нефть в них не кончается. На некоторых мелких месторождениях Кавказа, Средней Азии, США и др. добыча производится с конца XIX века до настоящего времени, а годовые объемы добываемой нефти остаются неизменными на протяжении многих десятилетий за счет ее подтока по глубинным разломам. На месторождении Белый Тигр во Вьетнаме нефтеносные коллекторы в кристаллическом фундаменте надежно перекрываются глинистой покрышкой и пополняются по глубинным разломам.  [5]

Различным режимам присуща своя динамика давления по мере выработки месторождения. Типичные кривые давление - добыча для трех главных режимов сопоставлены на рис. I. Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением давления и низким коэффициентом нефтеотдачи. При режиме газовой шапки давление поддерживается на более высоком уровне, чем при режиме растворенного газа, и потому создается более высокий коэффициент нефтеотдачи. Повышение его зависит от размера газовой шапки относительно нефтяной зоны и от способа добычи. Водонапорный режим наиболее эффективен для поддержания пластового давления и обычно обусловливает наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи. Однако режим газовой шапки, примененный так, чтобы максимально использовать гравитационные силы, может дать больший коэффициент нефтеотдачи, чем водонапорный режим.  [7]

На основе полученных зависимостей были обработаны данные о конвергенции горизонтальных круглых выработок Штасфурского месторождения.  [8]

При этом они практически не платят налогов, компенсируя это более глубокой выработкой месторождений.  [9]

Равномерное же начисление амортизации в течение срока службы не соответствует темпам выработки месторождений, не способствует сохранению стабильной прибыли и мешает подойти правильно к оценке результатов работы предприятий.  [10]

Равномерное начисление амортизации ( скважин) в течение срока службы не соответствует темпам выработки месторождений и не способствует сохранению стабильной прибыли.  [11]

Практически с первой стадии разработки на крупных месторождениях Республики Татарстан начал применяться основной принцип выработки месторождений нефти терригенного девона путем поддержания пластового давления за счет заводнения.  [12]

Именно в обосновании рациональных темпов выработки газовых месторождений скрыта возможность значительного повышения эффективности труда на протяжении более значительного этапа, чем при форсированной выработке месторождений.  [13]

Республика, являющаяся собственником недр, предоставляет эксплуатационному предприятию природные ресурсы на возмездной основе за определенную плату, которая формируется по частям по мере выработки месторождения и реализации продукции.  [14]

Рассмотренные особенности сооружения и эксплуатации подземных хранилищ в специально пройденных горных выработках в трещиноватых обводненных породах почти в равной мере относятся и к хранилищам, создаваемым в отработанных выработках рудных и нерудных месторождений, находящихся в аналогичных геолого-гидрогеологических условиях. Специфическим отличием в последнем случае является проведение специальных работ по обследованию и оценке пригодности отработанных выработок под подземные хранилища.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений

Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений, заключающийся в том, что проводят "ремонт" нефтяной залежи, содержащей остаточные, ранее не извлеченные запасы нефти, для чего в нефтяную залежь закачивают воздух с повышением давления от нулевого значения до значения, соответствующего уровню первоначального пластового давления, при этом для закачки воздуха используют часть эксплуатационных скважин, расположенных в центре нефтяной залежи и являющихся с этого момента нагнетательными скважинами, а остальные эксплуатационные скважины (списанные и ликвидированные по геологическим причинам) используют в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта, на втором этапе "ремонта" нефтяной залежи после стабилизации пластового давления переходят на закачку в те же нагнетательные скважины углеводородного газа по составу, близкому к составу попутного нефтяного газа разрабатываемого месторождения, не допуская при этом падения достигнутого при закачке воздуха уровня пластового давления, причем динамику восстановления пластового давления до первоначального уровня контролируют с помощью пьезометрических скважин и в момент, когда давление закачиваемого газа станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти, и основные параметры нефтяной залежи будут восстановлены, пьезометрические скважины вновь переводят в разряд эксплуатационных и через них осуществляют добычу нефти и газового конденсата с использованием режима полного сайклинг-процесса, затем по мере извлечения остаточной нефти вначале в режиме фонтанной добычи, а потом в режиме добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м3 приступают к добыче сухого газа.

009635 Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений, признанных полностью выработанными и списанными с баланса, а также месторождений, на которых завершена добыча нефти фонтанным способом из-за падения пластового давления ниже гидростатического. Все известные способы разработки нефтяных залежей основаны на использовании энергии пласта методом эксплуатации месторождений на истощение. Так, например, газлифтный способ добычи осуществляется за счет энергии газовой шапки, фонтанный способ добычи нефти из нефтяных месторождений, не имеющих газовой шапки, осуществляется за счет энергии растворенного в нефти газа с последующей глубинонасосной добычей и т.д. [Горная энциклопедия. Москва. Издательство Советская энциклопедия 1987 г., т. 3, стр. 475, 478]. Общим для всех действующих способов разработки нефтяных месторождений является использование пластовой энергии, когда по мере неизбежного падения пластового давления нефтяные воды (подстилающих и вышележащих горизонтов) подтягиваются к забоям эксплуатационных скважин и обводняют продуктивную часть нефтяной залежи, изолируя отдельные поля (массивы) нефтенасыщенных пород от забоев эксплуатационных сважин. В процессе добычи нефти эксплуатационные скважины вместе с нефтью подтягивают пластовую воду, приток нефти становится незначительным и скважины обводняются. Это приводит к множественным осложнениям при добыче и, в конечном счете, к снижению коэффициента извлечения нефти до 0,3-0,4 и менее [там же стр. 467], а также к росту себестоимости добычи нефти за счет проведения дорогостоящих методов интенсификации. В трудах советских, российских и зарубежных исследователей описаны и классифицированы все факторы, влияющие на состояние призабойной зоны скважины, а также приведены существующие методы и технологии интенсификации добычи нефти [Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц Интенсификация добычи нефти. Москва. Издательство Паука. 2000 г.]. Именно с учетом применения всех известных методов интенсификации добычи нефти достигнуто предельное значение коэффициента извлечения нефти, равное 0,3-0,4 и менее. И этот уровень в настоящее время принято считать нормальным(максимально возможным), т.е. абсолютным фактом следует признать, что при всех существующих не только в России, но и во всем мире способах разработки нефтяных месторождений примерно 60-70% разведанных запасов нефти навсегда остается в недрах ликвидированных нефтяных месторождений. Такие выработанные месторождения снимаются с баланса и ликвидируются как нерентабельные. Анализ теоретических и практически действующих вышеуказанных методов и технологий интенсификации добычи нефти, направленных на увеличение коэффициента извлечения нефти, показывает,что все известные способы разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений фактически приводят к разрушению нефтяных залежей, а методы интенсификации добычи нефти, направленные на ликвидацию последствий этих разрушений, неизбежно приводят к выработке месторождений и причислению их к разряду списанных, т.е способствуют окончательной ликвидации месторождений. В этой связи следует отметить неправомерность теоретических направлений и действующих методов по интенсификации добычи нефти, направленных на восстановление и поддержание в рабочем состоянии призабойной зоны эксплуатационных скважин, т.е. на создание условий для быстрого расходования энергии пласта, обводнения его продуктивной части и проникновения пластовых вод к забоям эксплуатационных скважин с блокированием каналов поступления нефти и другим катастрофическим последствиям для нефтяной залежи, приводящим к ликвидации месторождений при достижении значения коэффициента извлечения нефти, равного 0,3-0,4 и менее. Увеличение коэффициентов извлечения нефти и газового конденсата вновь открытых месторождений может быть достигнуто путем использования полного сайклинг-процесса, при котором в пласт с начала эксплуатации месторождения закачивают газ в объеме, равном объему извлеченною газа с поддержанием давления закачки выше давления начала конденсации пластовой смеси [Евразийский патент 006087, Е 21 В 43/18, 2004 г.). Известны также способы вторичной разработки месторождений нефти, основанные на воздействии на продуктивный пласт различных рабочих агентов, в частности водяного пара, сжатого воздуха, углекислого или природного газов [патент US 4299286 от 21.03. 1984 г., НКИ 166-2; авторское свидетельство 1343914 от 29.12.1985 г., МПК Е 21 В 43/22; патенты RU: 2054530 от 15.12.1992 г., МПК Е 21 В 43/24; 2143060 от 10.04.1998 г., МПК Е 21 В 43/24; 2194159 от 12.07.2000 г., МПК Е 21 В 43/24]. Недостатком указанных способов, обычно применяемых при шахтной добыче нефти, является необходимость присутствия под землей людей для проведения трудоемких, дорогостоящих и повышенной опасности горных, буровых и эксплуатационных работ. Кроме этого, повышение нефтеотдачи происходит за счет разрушения продуктивного пласта, что приводит, в конечном счете, как это уже указывалось ранее, к снижению коэффициента извлечения нефти до значения 0,3-0,4 и менее. Таким образом, применение известных способов вторичной разработки, наряду с другими существующими методами и технологиями интенсификации добычи нефти, приводит к ликвидации и списанию с баланса выработанных нефтяных и газовых месторождений. В соответствии с вышеизложенным, существует никем не решенная и до сих пор не рассмотренная в технической и патентной литературе актуальная проблема разработки выработанных и списанных с-1 009635 баланса нефтяных месторождений с остаточными запасами нефти, превышающими объемы уже извлеченной нефти. Именно поэтому для предлагаемого изобретения отсутствует прототип и оно фактически является пионерским изобретением. Задачей изобретения является проведение ремонта нефтяной залежи с целью восстановления первоначальных параметров, характеризующих состояние пласта до начала добычи, оттеснения (возвращения) пластовых вод из обводненной нефтяной залежи к первоначальному водонефтяному контакту и получения возможности после восстановления нефтяной залежи заново осуществлять добычу нефти и газового конденсата с выработанных и списанных с баланса месторождений. Техническим результатом изобретения является максимально возможное (в 2-3 раза) увеличение коэффициента извлечения нефти. Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений проводят ремонт нефтяной залежи, содержащей остаточные, ранее не извлеченные запасы нефти, для чего в нефтяную залежь закачивают воздух с повышением давления от нулевого значения до значения, соответствующего уровню первоначального пластового давления с превышением его примерно на 10%, при этом для закачки воздуха используют часть эксплуатационных скважин, расположенных в центре нефтяной залежи и являющихся с этого момента нагнетательными скважинами, а остальные эксплуатационные скважины(списанные и ликвидированные по геологическим причинам) используют в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта. На втором этапе ремонта нефтяной залежи после стабилизации пластового давления переходят на закачку в те же нагнетательные скважины углеводородного газа по составу, близкому к составу попутного нефтяного газа разрабатываемого месторождения, не допуская при этом падения достигнутого при закачке воздуха уровня пластового давления, причем динамику восстановления пластового давления до первоначального уровня контролируют с помощью пьезометрических скважин. В момент, когда давление закачиваемого газа станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти, и основные параметры нефтяной залежи будут восстановлены, пьезометрические скважины вновь переводят в разряд эксплуатационных и осуществляют добычу нефти и газового конденсата с использованием режима полного сайклинг-процесса. Затем по мере извлечения остаточной нефти вначале в режиме фонтанной добычи, а потом в режиме добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м приступают к добыче сухого газа. Реализация предлагаемого способа разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляется следующим образом. На 1-м этапе проводят ремонт нефтяной залежи, которая уже выработана обычным методом эксплуатации на истощение. При этом методе, как уже указывалось ранее, пластовое давление залежи на конечной стадии глубино-насосной добычи нефти становится ниже гидростатического давления, что приводит к подтягиванию пластовых вод к забоям нефтяных скважин и, как следствие, к прекращению разработки залежи из-за низкой рентабельности добычи. Сама нефтяная залежь переходит при этом в разряд выработанных и списанных с баланса. Основанием для постановки вопроса о возможности ремонта нефтяной залежи, в целом, является представление нефтяного (газоконденсатного) месторождения в виде структурной ловушки, обладающей определенными признаками. Прежде всего, это сумма нефтенасыщенных пластов (или газонасыщенныхв случае газоконденсатных месторождений), которые в целом и составляют основу (тело) продуктивных пластов и горизонтов, характеризующих большое или малое месторождение. Продуктивная часть нефтяных месторождений, как правило, со всех сторон экранируется плотными породами и, прежде всего, водоносными горизонтами, препятствующими дальнейшую миграцию нефти. В первоначальном состоянии нефтенасыщенные пласты, подстилающие водяные и вышележащие газовые пласты (газовая шапка) находятся в равновесном статическом состоянии, которое обеспечивается геологическими свойствами пород и стабильным пластовым давлением. При этом реологические свойства (упругость, пластичность, прочность, вязкость, ползучесть, релаксация напряжений) вышележащих и нижележащих горных пород, составляющих нефтяные месторождения, обеспечивают монолитность и прочность разреза, т.к. релаксация напряжения горных пород нефтяных месторождений незначительна и, как показывают экспериментальные и расчетные данные, во времени занимает сотни и даже тысячи лет. Следовательно, продуктивная часть месторождений при изменении пластового давления и замещении в порах нефтяных коллекторов нефти на воду остается постоянной. Об этом, в частности,свидетельствует опыт применения отработанных газовых горизонтов для подземных хранилищ газа, когда в отработанные газовые пласты неоднократно закачивается и отбирается газ. Пласты при этом не разрушаются и используются многократно. Именно поэтому сущность ремонта нефтяной залежи заключается в том, что на 1-м этапе реали-2 009635 зации предлагаемого способа в отработанную нефтяную залежь (списанную с баланса запасов) с остаточными не извлеченными запасами нефти производят закачку воздуха. При этом в качестве нагнетательных используют часть ранее пробуренных эксплуатационных скважин, расположенных в центральной части ремонтируемой нефтяной залежи. Закачку осуществляют с повышением давления закачиваемого воздуха (Рзак. возд.) от нулевого до первоначального значения пластового давления (Рпласт.) с превышением его примерно на 10% (определяется по фактическим результатам экспериментальных наблюдений за текущими значениями пластового давления с целью обеспечения динамики движения нефтяных вод к первоначальному состоянию и отслеживания обратного движения пластовых вод к первоначальному водо-нефтяному контакту). На II-м этапе ремонта нефтяной залежи для стабилизации давления закачки по достижении РзакРпласт. переходят на закачку в нефтяную залежь углеводородного газа по составу, близкому к составу нефтяного попутного газа этого месторождения. Закачку газа осуществляют через те же нагнетательные скважины, что и на 1-м этапе ремонта, не допуская падения пластового давления, достигнутого при закачке в нефтяную залежь воздуха. На III-м этапе закачку газа продолжают, не допуская падения пластового давления, после чего приступают к отбору нефти из старого фонда эксплуатационных скважин фонтанным способом с соблюдением режима полного сайклинг-процесса, при котором в процессе добычи нефти весь добываемый попутный нефтяной газ вновь закачивают в нагнетательную скважину (одну из расположенных в центре месторождения ранее пробуренных эксплуатационных скважин). Если на 1-м этапе ремонта нефтяной залежи при закачке в нее воздуха используют только высокоэкономичные компрессоры высокого давления, то на II-м и III-м этапах для закачки используют газ соседних газовых месторождений (или вышележащих газовых пластов, или используют действующие газопроводы и т.д.). При этом закачку проводят в объеме, равном объему газа, извлеченного при первичной разработке месторождения и количеству ранее добытого газа газовой шапки, а также попутного нефтяного газа с давлением, превышающим начальное пластовое давление нефтяной залежи. Для закачки газа в качестве нагнетательных скважин, как указывалось ранее, следует использовать часть бывших эксплуатационных скважин. При этом предпочтительнее использовать обводненные нефтяные скважины, снятые с добычи по причине поступления в процессе эксплуатации вместо нефти пластовых вод и расположенные ближе к центру нефтяной залежи. Остальные эксплуатационные скважины(списанные и ликвидированные по геологическим причинам) следует использовать в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта. На 1-м этапе ремонта нефтяной залежи под действием воздуха, закачиваемого в нефтяную залежь, происходит выдавливание пластовых вод к первоначальному контуру водонефтяного контакта с последующим замещением в порах ранее нефтенасыщенных пород воды на газ и его растворением в остаточных запасах нефти (выработанной и списанной с баланса нефтяной залежи). После полного замещения оттесненной пластовой воды вначале воздухом, а затем на II-м и III-м этапах углеводородным газом в порах нефтенасыщенных пород произойдет насыщение газом остаточной нефти и начнется восстановление пластового давления при PзакачкиРпл. При этом динамику восстановления пластового давления до первоначального уровня отслеживают с помощью пьезометрических наблюдательных скважин, т.е. с использованием старого фонда ранее списанных эксплуатационных скважин. Работу по I-му и II-му этапах ремонта нефтяной залежи считают завершенной в момент, когда давление закачки станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти (расчет проводят с учетом известного количества ранее добытой нефти и фактического газового фактора).III-й этап предлагаемого способа разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений реализуют за счет дальнейшего использования нагнетательных скважин для осуществления режима добычи нефти и газового конденсата при полном сайклинг-процессе и переводе пьезометрических скважин вновь в разряд эксплуатационных. После выполнения ремонта нефтяной залежи осуществляют добычу нефти с одновременной закачкой газа для создания условий сохранения естественного (вновь созданного) водонефтяного контакта на весь повторный период разработки (доразработки) восстановленных нефтяных месторождений, т.е. поддерживая Рзак.Рпласт. Разработка восстановленных нефтяных месторождений должна осуществляться при полном сайклинг-процессе. В этом случае в процессе закачки газа в продуктивные нефтяные пласты уже после восстановления пластового давления нефтяной залежи в процессе добычи нефти следует поддерживать давление закачки с превышением пластового давления примерно на 10%. Это позволит сохранить восста-3 009635 новленное пластовое давление залежи, обеспечит стабильное состояние восстановленного водонефтяного контакта и исключит повторное обводнение продуктивной части пласта, а также устранит осложнения в призабойных зонах ранее пробуренных эксплуатационных скважин. В результате восстанавливается нормальная добыча нефти и на заключительном этапе добыча газонефтяной смеси (газового конденсата). По мере извлечения остаточной нефти при отсутствии притока законтурных пластовых вод, сдерживаемых постоянным уровнем давления в залежи, равным или превышающим пластовое давление, нефть в порах пласта будет замещаться закачиваемым газом. В результате режим фонтанной добычи остаточной нефти постепенно перейдет в режим добычи нефтяной смеси. На завершающем этапе добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м 3, характеризующего рентабельность добычи жидкой фазы, приступают к добыче сухого газа. По мере вытеснения жидкой среды (нефти) из нефтяного пласта в добывающие скважины в пласте будет снижаться газовый фактор и нефтяная залежь начнет работать как газоконденсатная. При этом за счет поддержания PзакачкиРпл. водонефтяной контакт будет оставаться неизменным до завершения отбора всей нефти и всего закачанного в пласты углеводородного газа. Таким образом, по сравнению с известными действующими способами разработки нефтяных и газоконденсатных залежей, приводящими, как уже указывалось, к ликвидации нефтяных месторождений при коэффициенте извлечения нефти, равного 0,3-0,4 и менее, предлагаемый способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений позволит восстановить параметры выработанных месторождений до первоначального уровня с тем, чтобы в дальнейшем исключить повторную эксплуатацию нефтяных и газоконденсатных месторождений с помощью режима разработки на истощение пластового давления. Использование же полного сайклинг-процесса позволит перейти на режим фонтанной добычи нефти на весь период повторной разработки залежей с исключением этапа глубинно-насосной добычи нефти. Как показали результаты расчетных и экспериментальных исследований, рассмотренные заявителем в специально подготовленном бизнес-проекте, применение предлагаемого способа доразработки нефтяных залежей при выполнении условий восстановления нефтяной залежи с помощью вышеописанного ремонта позволит извлечь почти всю оставшуюся в недрах нефть с доведением суммарного коэффициента извлечения до 0,9, т.е. получить с уже выработанных и снятых с баланса месторождений (залежей) дополнительное количество нефти, превышающее добычу нефти с этих месторождений до их списания. Сохранение восстановленного до уровня первоначального пластового давления и замещение в порах нефтенасыщенного пласта отбираемой нефти на закачиваемый газ позволит сохранить основные параметры восстановленной нефтяной залежи (давление насыщения, газовый фактор и др.). Кроме этого,появляется также возможность транспортировки углеводородного сырья (нефти, нефтегазовой смеси,конденсата) на устье ранее пробуренных и ликвидированных по геологическим причинам ранее действовавших эксплуатационных скважин. Их повторное использование значительно снизит затраты времени и финансовых средств на реализацию предлагаемого способа повторной эксплуатации выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений. Следует также отметить, что предлагаемый способ позволит повторно использовать не только ранее пробуренные эксплуатационные скважины, но и всю промысловую инфраструктуру сбора и переработки нефти. При этом после восстановления и последующей эксплуатации выработанных нефтяных и газоконденсатных месторождений освободившийся объем закачиваемого газа может быть многократно использован для разработки следующих близлежащих выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений с условием обязательного ремонта нефтяных залежей, т.е. восстановления ликвидированных эксплуатационных скважин и ранее созданной промысловой и социальной инфраструктур. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений, заключающийся в том, что проводят ремонт нефтяной залежи, содержащей остаточные, ранее не извлеченные запасы нефти, для чего в нефтяную залежь закачивают воздух с повышением давления от нулевого значения до значения, соответствующего уровню первоначального пластового давления, при этом для закачки воздуха используют часть эксплуатационных скважин, расположенных в центре нефтяной залежи и являющихся с этого момента нагнетательными скважинами, а остальные эксплуатационные скважины (списанные и ликвидированные по геологическим причинам) используют в качестве пьезометрических для наблюдения за состоянием нефтяной залежи в целом и, прежде всего, для отслеживания как роста пластового давления до первоначального, так и движения пластовых вод под воздействием закачиваемого через нагнетательные скважины газа от устьев бывших эксплуатационных скважин к контуру первоначального водо-нефтяного контакта, на втором этапе ремонта нефтяной залежи после стабилизации пластового давления переходят на закачку в те же нагнетательные скважины углеводородного газа по составу, близкому к составу попутного нефтяного газа разрабатываемого месторождения, не допуская при этом падения достигнутого при закачке воздуха уровня пластового давления, причем дина-4 009635 мику восстановления пластового давления до первоначального уровня контролируют с помощью пьезометрических скважин и в момент, когда давление закачиваемого газа станет равным первоначальному пластовому давлению нефтяной залежи, а объем закачанного нефтяного (углеводородного) газа будет сопоставим с расчетным количеством газа, извлеченного за весь предшествующий период добычи нефти,и основные параметры нефтяной залежи будут восстановлены, пьезометрические скважины вновь переводят в разряд эксплуатационных и через них осуществляют добычу нефти и газового конденсата с использованием режима полного сайклинг-процесса, затем по мере извлечения остаточной нефти вначале в режиме фонтанной добычи, а потом в режиме добычи нефтяной смеси при снижении газового фактора до уровня 15-20 г/м 3 приступают к добыче сухого газа.

<a href="http://easpatents.com/6-9635-sposob-razrabotki-vyrabotannyh-i-spisannyh-s-balansa-neftyanyh-i-gazokondensatnyh-mestorozhdenijj.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений</a>

easpatents.com

2.2.4 Анализ выработки запасов нефти из пласта. Разработка Арланского нефтяного месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

1.8 Подсчет запасов нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количество и качество находящихся в недрах углеводородов и определяют возможность их извлечения. Эти оценки используются для планирования региональных, поисковых...

Анализ текущего состояния разработки Актанышкского нефтяного месторождения

3.2 Анализ выработки пластов

Степень выработанности запасов нефти по объектам различна: наиболее выработан бобриковский - 43,4 % от НИЗ, текущая обводненность - 68,9%, средний дебит по нефти -8,9 т/сут, по жидкости -28,8 т/сут...

Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

2.3 Оценка эффективности выработки запасов

Оценка эффективности реализуемой системы разработки необходима для контроля выработки запасов, применения различных методов воздействия на пласты и призабойную зону скважин и обеспечения равномерности вытеснения нефти водой...

Анализ эффективности системы разработки Вахского нефтяного месторождения (Тюменская область)

2.6 Характеристика запасов нефти

Балансовые запасы нефти и растворенного газа Вахского месторождения утверждались в Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) СССР (РФ) пять раз: в 1965 (Протокол №4739 от 01.12.1965 г.), в 1970 (Протокол №6101 от 27.11.1970 г.), в 1988 г...

Выбор способа охраны и типа крепи горной выработки

1.2 Анализ горнотехнической ситуации при отработке запасов на данном пласте

Шахтное поле вскрыто пятью вертикальными стволами. Западный вентиляционный ствол погашен. Ствол №2 находится на стадии ликвидации. Способ подготовки шахтного поля по пласту l5 -- панельный. Система разработки -- сплошная...

Выбор способа охраны и типа крепи горной выработки

2.1 Выбор места расположения выработки относительно пласта и вмещающих пород, обоснование способа проведения, формы и величины поперечного сечения выработки

На рис.2.1 указано расположение выработки относительно пород вмещающих угольный пласт. С точки зрения охраны выработки, безусловно, выгодно применять проходческий комбайн для проведения данной выработки...

Месторождение Гавар. Саудовская Аравия

2.5 Состояние запасов нефти

Гавар - крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии. Около 60 -- 65% всей произведённой Саудовской нефти с 1948 по 2009 добыто из Гавара...

Определение прогнозных показателей разработки нефтяной залежи по фактическим данным

1.2.4 Залежь нефти пласта Т3

Пласт Т3 выделяется в подошве турнейского яруса. Литологически пласт представлен пористыми карбонатными породами. Покрышкой для залежи служит пачка уплотненных глинистых карбонатов турнейского яруса толщиной до 5 м. Тип залежи массивный...

Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

1.2.3 Анализ выработки запасов нефти из пластов

В процессе разработки нефтегазовых залежей необходимо осуществить комплексное динамическое, геофизическое и лабораторные исследования для изучения характеристик изменения нефтенасыщенности пластов...

Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению

2. Основные сведения из материалов подсчета запасов по Залесному месторождению нефти

В основу классификации 2005 года легли принципы экономической эффективности освоения запасов нефти и газа. Первым шагом в классификации запасов является геологическая переоценка категорий запасов по геологической изученности...

Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

2.2 Анализ выработки запасов нефти из пластов

C целью изучения состояния выработки запасов нефти по пластам и залежам были проанализированы данные проводимых на месторождении промыслово-геофизических исследований...

Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

1.2 Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи запасов газа, конденсата и нефти

Одной из основных причин корректировки проекта и перепроектировки является достоверность принятых запасов газа. Естественно, что на стадии проектирования разработки запасы газа, как правило, определяются объемным методом...

Проект разведки Масловского месторождения

3. Анализ распределения запасов

Для проведения анализа распределения запасов Масловского месторождения воспользуемся линейным кригингом блоков. Общая картина распределения запасов отражена на рис. 6. Рис...

Структурная схема работы шахты "Шерловская-Наклонная" Ростовской области Российской Федерации

3. Вскрытие и подготовка запасов пласта k2

Шахтное поле вскрыто тремя наклонными стволами, пройденными по рабочему пласту k2 под углом 14. Воздухопадающий ствол с поверхности до встречи с пластом угля пройден под углом 20. Главный ствол сечением 13,7 м2 предназначен для выдачи горной массы...

Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

1.8 Оценка запасов нефти

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам...

geol.bobrodobro.ru