Спосіб розробки нафтового покладу з підтриманням пластового тиску

Реферат: Спосіб розробки нафтового покладу з підтриманням пластового тиску (ППТ), згідно з яким відбір пластової нафти компенсують азотом. Об′єм закачуваного азоту визначається в залежності від об'ємного коефіцієнта пластової нафти, відбору дегазованої нафти, густини дегазованої нафти, пластового та стандартного тисків, пластової та стандартної температур та UA 101458 C2 (12) UA 101458 C2 коефіцієнта надстисливості азоту при P та T . Відбір пластової нафти здійснюють із середньої частини нафтового покладу, яка знаходиться на відстані від апікальної частини покладу не менше половини товщини нафтонасиченої частини і не більше чверті її товщини від водонафтового контакту. Впровадження запропонованого способу розробки забезпечить порівняно високу технологічну та економічну ефективність розробки нафтових покладів з ППТ. UA 101458 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 Винахід належить до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використаний при розробці нафтових та нафтогазових покладів з підтриманням пластового тиску. Відомі численні способи з закачуванням в пласт газу та газоподібних агентів, які дозволяють підвищити нафтовіддачу, засновані на витісненні нафти газом (сухим, жирним або зрідженим) [див. Закс С.Л. Підвищення нафтовіддачі пласта нагнітанням газів. - М.: Держ. НТ вид-во нафтової і гірничо-паливної літератури, 1963, 190 с]. Відомий також спосіб розробки нафтогазоконденсатних покладів [див. опис до патенту РФ № 2123583, Е21В 43/20, публ. 20.12.1998р.], згідно з яким спочатку відбирають нафту і газ через видобувні свердловини і закачують робочий агент через нагнітальні свердловини із створенням змішаних систем заводнення. Періодично в нафтовидобувних свердловинах проводять заміри газового фактора видобувної нафти і визначають кількість газу, що надходить у свердловину з газової шапки. При збільшенні кількості газу з газової шапки збільшують закачування робочого агента через нагнітальні свердловини, підтримуючи компенсацію відбору пластових флюїдів з урахуванням обсягу відбору газу з газової шапки за пластових умов, а при зменшенні кількості газу з газової шапки у видобувних свердловинах зменшують закачування робочого агента через нагнітальні свердловини. Описаний вище спосіб дозволяє стабілізувати розробку нафтогазоконденсатних покладів, однак до недоліків даного способу можна віднести закачування в поклад води, що в умовах неоднорідності колекторів та невеликих за розмірами покладів призводить до передчасного обводнення та прориву газу з газової шапки в експлуатаційні свердловини. Відомий також спосіб розробки нафтового родовища [див. опис до патенту РФ № 2055168, Е21В 43/22, публ. 27.02.1996р.], в якому перед початком впливу визначають залежність нафтовіддачі від співвідношення газ-вода в водогазовій суміші, що закачується в пласт. Нагнітання робочого агента здійснюють при співвідношенні газ / вода, яке відповідає максимуму на отриманій залежності. Як газ можуть бути використані повітря, пара, азот, димові гази, попутний і природні гази, а також їх суміші. Водогазову суміш отримують змішуванням в ежекторі, який встановлений на колоні насосно-компресорних труб. Для підвищення ефективності процесу в робочий агент додають піноутворювач. Описаний вище спосіб так само, як і попередній, забезпечує підвищення нафтовіддачі. При цьому закачування водогазових сумішей може ускладнювати умови їх нагнітання в пласт, так як можуть бути створені додаткові фільтраційні опори, засновані на ефекті Жамена. Найбільш близьким рішенням за призначенням, технічною суттю та результатом, що досягається, є спосіб витіснення нафти з покладу масивного типу, що включає закачування в купольну частину пласта газу (азоту), який характеризується максимальним змішуванням з нафтою [див. опис авторського свідоцтва СРСР № 1667432, Е21В 43/22, публ. 10.12.1996p.]. При цьому в зону випереджаючого просування фронту витіснення здійснюють закачування газу (сухий або жирний вуглеводневий газ, вуглекислий газ або їх суміші) з більш низьким тиском змішування з нафтою і при більш низькій швидкості закачування, ніж швидкість закачування газу (азоту). Описане вище рішення дозволяє активно впливати на умови витіснення нафти газом (азотом), але в умовах невеликих за запасами покладів його впровадження проблематичне, так як вимагає наявності значного фонду нагнітальних свердловин, з одного боку, та при наявності газової шапки азот, як більш важкий газ, за рахунок сегрегації буде більш активно прориватись в зону відбору нафти, з другого боку. Закачування ж в зону випереджаючого просування фронту витиснення сухого або жирного вуглеводневого газу, або діоксиду вуглецю з більш низькими, ніж азот тисками змішування може теоретично і доцільне, але в умовах обмежених розмірів покладу буде сприяти випереджаючому прориву цього газу в видобувні свердловини, що знизить ефективність розробки. В основу технічного рішення, що заявляють, поставлена задача удосконалення способу розробки нафтових покладів з невеликими запасами нафти з підтриманням пластового тиску, в якому внаслідок нагнітання азоту в склепінну частину покладу в об'ємах, які компенсують відбір пластової нафти відповідно до співвідношення QH  b 55 T GH P   ст H ZN2 T  Pст , де b - об'ємний коефіцієнт пластової нафти, б/р; GH - відбір дегазованої нафти, тис. т; H - густина дегазованої нафти т/м3; P , Pcт - пластовий та стандартний тиски, МПа; 1 UA 101458 C2 T , Tcт -пластова та стандартна температури, K ; ZN2 - коефіцієнт надстисливості азоту при P та T , 5 10 15 та відбору пластової нафти із середньої частини нафтового покладу, яка знаходиться на відстані від апікальної частини покладу не менше половини товщини нафтонасиченої частини і не більше чверті її товщини від водонафтового контакту (ВНК) забезпечується новий технічний результат. Суть його полягає в тому, що азот закачують через нагнітальні свердловини в склепінну частину нафтового покладу в об'ємах, які компенсують відбір пластової нафти, відповідно до співвідношення, а пластову нафту відбирають з середньої частини покладу, що знаходяться на відстанях від апікальної частини покладу не менше половини товщини нафтонасиченої частини та не більше чверті її товщини від водонафтового контакту (ВНК). При цьому віддалення інтервалу перфорації в видобувних нафтових свердловинах від ВНК і ГНК забезпечують безгазові та безводні дебіти на більш довгострокову перспективу, що дозволить відповідно збільшити поточну та кінцеву нафтовіддачу покладу. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі розробки нафтового покладу з підтриманням пластового тиску (ППТ), що включає закачування в склепінну частину пласта газу (азоту), який характеризується максимальним тиском змішування з нафтою, згідно з винаходом, азот нагнітають в склепінну частину покладу в об'ємах (QN2), які компенсують відбори пластової нафти відповідно до співвідношення QH  b 20 T GH P   ст H ZN2 T  Pст b - об'ємний коефіцієнт пластової нафти, б/р; GH - відбір дегазованої нафти, тис. т; H - густина дегазованої нафти т/м3; P , Pст - пластовий та стандартний тиски, МПа; T , Tст - пластова та стандартна температури, K ; 25 30 35 40 45 ZN2 - коефіцієнт надстисливості азоту при P та T , а пластову нафту відбирають з середньої частини нафтового покладу, що знаходиться на відстанях від апікальної частини покладу не менше половини товщини нафтонасиченої частини та не більше чверті її товщини від водонафтового контакту (ВНК). Згідно з винаходом, в разі наявності газової шапки азот закачують в газонасичену частину покладу в зону над газонафтовим контактом (ГНК). Згідно з винаходом, до початку підтримання пластового тиску (ППТ) допускають обмежений відбір нафти до зниження пластового тиску до рівня не нижче 8090 % за тиск насичення пластової нафти. Як видно з викладу суті технічного рішення, що заявляють, воно відрізняється від прототипу і, отже, є новим. Рішення також має винахідницький рівень. Підвищення нафтовіддачі залишається проблемою, яка до кінця не вирішена і в теперішній час, незважаючи на наявність численних технологічних пропозицій. Практично кожний конкретний нафтовий поклад вимагає індивідуального підходу до вирішення цієї проблеми, але накопичений практичний досвід дозволяє порівняно швидко знаходити ефективні рішення. Запропоноване технічне рішення принципово відрізняється від відомих тим, що при розробці нафтових покладів з відносно невеликими запасами нафти дозволяє раціонально здійснювати розробку з ППТ з використанням азоту мінімальним фондом свердловин шляхом оптимізації системи нагнітання азоту та відбору нафти. Технічне рішення, що пропонується, є промислово придатним для використання. При цьому об'єми закачки азоту (QN2) в склепінну частину покладу компенсують відбір пластової нафти та регламентуються співвідношенням QH  b 50 T GH P   ст H ZN2 T  Pст , а в разі наявності газової шапки азот закачують в газонасичену частину над газонафтовим контактом (ГНК). До початку ППТ допускають обмежений відбір нафти до зниження пластового тиску до рівня не нижче (8090 %) за тиск насичення пластової нафти. Технічне рішення, що заявляють, є промислово здійсненим, оскільки може бути реалізоване наявними на родовищах технічними засобами та необхідним додатковим обладнанням, що випускається промисловістю. 2 UA 101458 C2 5 10 15 20 25 30 Фіг. 1. Схема розробки покладу шляхом відбору нафти. Фіг. 2. Схема закачки азоту в газонасичену частину покладу. Запропоноване технічне рішення може бути реалізоване так. Розглянемо нафтовий поклад з газовою шапкою (Фіг.1). Початкові запаси нафти - 211 тис.т, газовміст пластової нафти - 180 3 м /т, тиск насичення пластової нафти - 43,3 МПа, пластова температура Т=379 К. Видобуток 3 3 нафти - 32,51 тис.т, попутного газу - 4,04 млн.м . Видобуток пластової нафти - 36,44 тис.м . 3 3 Густина стабільної нафти рн=0,873 г/см , густина нафти в пластових умовах - 0,695 г/см . 3 Густина попутного нафтового газу за стандартних умов - 0,967 кг/м , за пластових умов - 0,264 3 г/см . = Об'ємний коефіцієнт нафти при тиску насичення - 1,541. Тст=293 К, Рст 0,1 МПа. Спосіб реалізується згідно з наданими схемами. За схемою (Фіг. 1) розробку здійснюють шляхом відбору нафти через експлуатаційні нафтові свердловини з річним відбором дегазованої нафти в кількості від (7,05+2,30) тис.т/рік та попутного нафтового газу в об'ємах 3 (1,33+0,43) млн.м /рік. При цьому попередньо поклад виснажують шляхом відбору нафти в 3 об'ємі 36,4 тис.м до зниження пластового тиску з початкового 43,3 МПа до поточного 31,15 МПа. Далі розробку здійснюють за умов ППТ на рівні 31,15 МПа з закачкою азоту в пласт в 3 об'ємах, які компенсують видобуток пластової нафти, на рівні 9,53+3,11 тис.м /рік (об'ємний коефіцієнт нафти при тиску 31,15 МПа b=1,180). 3 3 Об'єми закачування азоту складуть: QN2=2,300,75 млн.м /рік або 7,412,42 тис.м /добу - при коефіцієнті експлуатації свердловин та обладнання 0,85. При цьому відбір нафти з нафтового покладу (Фіг. 2) здійснюють з середньої частини покладу через інтервали перфорації видобувних свердловин, які розміщують на відстані від апікальної частини покладу не менше половини нафтонасиченої товщини та не більше чверті її товщини від ВНК. Азот в нафтовий поклад закачують в апікальну частину покладу (Фіг. 1), а в нафтогазовий поклад - в газонасичену частину безпосередньо над ГНК (Фіг. 2). Впровадження запропонованого способу забезпечує проектну нафтовіддачу на рівні 25 %. В разі виснаження нафтовіддача оцінюється на рівні 7-8 %, так як розробка здійснюватиметься на режимі розчиненого газу. Таким чином, впровадження запропонованого способу розробки забезпечить порівняно високу технологічну та економічну ефективність. ФОРМУЛА ВИНАХОДУ 35 1. Спосіб розробки нафтового покладу з підтриманням пластового тиску (ППТ), що включає закачку в склепінну частину покладу азоту, який характеризується максимальним тиском змішування з нафтою, який відрізняється тим, що відбір пластової нафти компенсують азотом, який закачують в об'ємах (QN2) відповідно до співвідношення QH  b 40 GH P T   ст , H ZN2 T  Pст де b - об'ємний коефіцієнт пластової нафти, б/р; GH - відбір дегазованої нафти, тис. т; 3  H - густина дегазованої нафти т/м ; P , Pcт - пластовий та стандартний тиски, МПа; T , Tcт -пластова та стандартна температури, K ; 45 50 ZN2 - коефіцієнт надстисливості азоту при P та T , а пластову нафту відбирають із середньої частини нафтового покладу, яка знаходиться на відстані від апікальної частини покладу не менше половини товщини нафтонасиченої частини і не більше чверті її товщини від водонафтового контакту (ВНК). 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що в разі наявності газової шапки азот закачують в газонасичену частину покладу над газонафтовим контактом (ГНК). 3. Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що до початку ППТ допускають обмежений відбір нафти до зниження пластового тиску до рівня не нижче 7080 % за тиск насичення пластової нафти. 3 UA 101458 C2 Комп’ютерна верстка Д. Шеверун Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4