Спосіб розробки газонафтового покладу

Д Л Я С Л У Ж Е Б Н О Г О П О Л Ь З О В А Н И Я Э К З N ° . t , (V Q £ 9 СОЮЗ СОВЕТСКИХ СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ РЕСПУБЛИК ( (51)5 Е 21 В ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ ГМНТ СССР И АВТОРСКОМУ С 1 421) (22) 4612137/03 15.08.88 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) Е.С.Кикман, Й.Н.Токой, И.А.Бикман и Л.*..Садовская (53) 622.Р76С088.8) (56) Авторское свидетельство СССР * 1496360, кп. Е ?1 R 43/32, 1988, (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕ*ТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки нефтегазовых залежей с нефтяной оторочкой. Нель снижение содержания воды в продукции скважин при наличии подстилающей залежь воды. Для этого отключают работающий интервал, расположенный в нефтенасьщенной части пласта снизу вверх, при снижении депрессии на 301 ил. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтега зовых залежей с нефтяной оторочкой. • Цель изобретения - снижение содержания воды в продукции скважин при наличии подстилающей залежь воды. Сущность способа заключается в сле дующем . Скважину вскрывают в нефтенасыщен" кой части залежи и оборудуют системой клапанов. Клапаны регулируются таким образом, чтобы ок*и закрывались сверху вниз и снизу вверх при уменьшении депрессии, что позволяет перекрывать приток газа и воды в скважину через клапаны путем снижения давления в скважине, что позволяет продлить безгазоБый и безводный период эксплуатации СКБЯЖИНЫ. сти заполняют пористым материалом 2, образующим фильтр. Ряды отверстий колонны 1 снабжают клапанами 3, отрегулированными на заданные перепады давления. Осуществляют перфорацию 4 обсадной колонны 1 в области газонасьпченности. R зоне газонефтяного контакта (ГКК) образуют непроницаемый зкранперемычку 5. Спускают в скважину два ряда НКТ 6 и при помощи разделительных стакеров 7 разобщают межтрубное пространство скважины. При наличии газовой шапки перфорацией следует вскрывать некоторую часть нефтенасыщенной зоны, а верхний интервал перфорации при этом располагать на значительном отдалении от ГНК в зависимости от мощности и литолого-фациального строения пласта. На чертеже изображена компоновка забойного оборудования для реализации предлагаемого способа. Заколонное прос^паство обсадной колонны 1 в области нефт^насьщеішо2-91 Если ниже ГНК имеются непроницаемые прослои глины или алевролитов»то при выборе интервала перфорации следует учитывать ото обстоятельство.. L. О 1621605 При наличии ппдошярнной воды вскрывать необходимо нить некоторую часть нефтенасыщеннои яоны, а нижний интервап перфорации при этом надо par- г полагать на некотором отдапении от водонефтяного контакта (ВНК) в зависимости от мощности, литолого-Лациального строения пласта. При наличии газовой шапки и подо- 10 швенной воды необходимо выполнять одновременно оба условия: перфорацией вскрЕівать некоторую часть несЬтенасыщенной зоны с расположением верхних дыр перфорации на возможно боль- 15 шем отдалении от ГНК и на несколько ( меньшем отдалении от ВНК. Во всех случаях при выборе интервала перфорации следует учитывать также физикогеологические свойства коллектора и 20 физико-химическую характеристику насыщающих его флюидов, литолого-фациальное строение пласта и величину допускаемой депрессии. • Выбор интервала перфорации пройз- 25 водится на основании известных методов. Поскольку обводнение мене опасно, чем загазование, т.е. скважина может длительное время работать с повышен- ЗО гым водонефтяным фактором, нижние клапаны регулируют на большие перепады давления. В случае активной водонапорной системы обводнение скважины оказы35 вается также опасным явлением. Расчеты и опыт эксплуатации нефтяных скважин в области при двустороннем напоре со стороны газовой шапки и воды показывают,-что в обычных ус40 ловиях перфорации следует производить в интервале, удаленном от ГНК на 50% и от ВПК на 25% толщины нефтяной оторочки. С учетом того, что прорыв газа представпяет большую 45 опасность, "газовые" и :1водкные" клапаны следует располагать на аналогичном расстоянии. Верхний интервал фильтра, равный 75% толщины нефтяной оторочки, следует оборудовать ^0 клапанами ("газовые") на меньшие перепады давления, а остальная часть фильтра (25%) толщины нефтяной оторочки - клапанами ("водяными") н а / "большие перепады давления. "Водяные" 5 5 клапаны должны быть отрегулированы на перепады давления, соответствующие отношению толщины интервалов расположения "водяных" и "газовых" кла панов, т.е. первый водяной кпапан і должен быть отрегулирован на перепад, соответствующий 3-му "газовому" клапану, а второй "водяной" клапан 6-му "газовому" и т.д. Дня продления периода безгазовой и безводной эксплуатации предлагается в зоне нефтяной оторочки оборудовать скважину специальным фильтром, состоящим из корпуса, оснащенного по периметру системой клапанов, рассчитанных на перепады давлений, уменьшающихся сверху вниз и снизу вверх на 30-80%. Для обеспечения радиальной фильтрации вблизи скважины и защиты клапанов от погадания твердых частиц внешняя часть фильтра оборудуется пористым фильтром; например, на основе карбамидных смол. Способ предусматривает постепенно по мере опускания ГНК и повышения газонефтяного Фактора, а также подъема водонефтяного контакта и увеличения водонефтяного фактора регулирование депрессии на пласт таким образом, чтобы при снижении депрессии клапаны закрывались сверху вніи и снизу вверх. Этим будет обеспечено постепенное отключение работающей мощности. В свою очередь, безгазовая и безводная эксплуатация продлевает период фонтанирования нефтяных скважин. Путем обеспечения скважины специальным регулируемым фильтром обеспечивается постепенное отключение нефтяной части пласта рыше ГНК и ниже ВНК. Это регулирование осуществляется по мере увеличения газонефтяного фактора за счет увеличения рабочего давления и соответственно уменьшения депрессии на пласт, в результате чего верхние и нижние кпапаны, рассчитанные на более высокую депрессию, отключаются. Скважину пускают в эксплуатацию при допустимой депрессии ДР^ , обеспечиваюшей безгазовый и безводный дебит. При этом все клапаны открыты. По мере увеличения газового и водонефтяного фактора увеличивается забойное давление путем перевода скважины на режим с меньшим расходом нефти путем увеличения рабочего давления. Поскольку пластовое давление постоянно, депрессия уменьшается, верхние клапаны, рассчитан 5 АР. 1621605 ные на депрессию лртоматически закрываются. По мере дальнейшего увеличения газового фактора переводят скважину на режим с меньшим расходом, что приводит к снижению депрессии и закрытии второго уровня клапанов, рассчитанных на перепад АР^' Технология продолжается до пере10 хода скважины на работу гаяом и водой через нижние газовче или верхние водяные клапаны Д Р г й . После этого скважина испопьзутс я для других целей (например, добычи или нагне15 тания газа). Пример реализации способа. Рассматривают гипотетическую газовую залежь с не&тяной оторочкой, для 20 которой коэффициент проницаемости пласта равен 100к10~ 15 м \ толщина неЛтяного слоя, 15 м, начальный допустимый дебит неЛти при анизотропии пласта 30 составляет 30 т/сут, среднее понижение ГНК 1 м в год. Ряды клапа- 25 нов располагают по вертикали на расстоянии 2 м, отступая от ГНК и на 3 м от цементированной обсадной колонны для предупреждения возможного прорыва газа или воды по заколон- 30 ному пространству. Период безгаз^вой и безводной эксплуатации можно продлить на 3 года, так как из 15 м за выетом 6 м для цементирования остается 9 м, на которых располагается 35 5 узлов клапанов по вертикали, причем 1-й "водяной" соответствует 3-му "газовому". Начальный дебит составляет 38 т/сут 4Q и'снижается до 0 по мере закрытия всех клапанов, средний дебит составит 15 т/сут. При реализации способа кпапаны отрегулированы на следующие пере пады давления, уменьшающиеся ruepxv вниз на 10%: ДР Г4 = 1,0 МПа, Д.РГя = = 0,9 МПа, Д Р г , 0 0,Я МПа, ДР Г 6 = = 0,7 МПа, Д Р Є і = °. R МПа. При депрессии 1,0 МПа и бопге все клапаны открыты, по мере увеличения газового Фактора, снижая депрессию ниже 1,0 МПа, верхний "газовый' клапан 8 закрывается и работают клапаны 9, 10, 11 и 1?, по мерс увепичения г а з о в о г о сЬактора, снижая депрессию ниже 0,9 МПа, закрывается клапан 9 и работают клапаны 10, И , 12, по., мере увеличения газового Фактора и водяного фактора, снижая депрессию ниже 0,8 КПа, закрываются клапаны 10 и 12-и работают клапан 13 / после поступления гачя и воды череч клапан 13 скважина как нефтяная перестает существовать и используется по новому назначению. Дополнительная добыча нефти по одной скважине за 1 год с учетом коэффициента э к с плуатации за 300 сут составляет ч,5 тыс.т. Ф о р м у л а и з о б р е т е н и я ^ Способ разработки гачонеЛтянон залежи,включающий регулирование величины интервала добычи нефти путем отключения работающего интервала сверху вниз при снижении депрессии на пласт на 10-407, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью снижения содержания воды в продукции скважин при наличии подстилающей залежь воды, осуществляют отключение работающего интервала снизу-вверх при снижении депрессии на пласт на 30-80%, причем соотношение толщин верхнего и нижнего регулируемых интервалов составляет 3:1. 1621605 Редактор Г.Мояжечкова Заказ 226/ДСП Составитель В.Кондрачук Техред Л.Сердюкова Корректор М.Демчик Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета -по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж-35, Раушская чао., д. ^/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 101