Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, технологические остановки скважин и ввод в работу нагнетательных, а затем остановленных добывающих скважин (патент РФ N 2105139, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1998 г.).

Известный способ применим при разработке залежи с заранее запланированными по времени технологическими остановками и неприменим при остановках скважин на ремонтные работы с неустановленным точно временем ремонта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и проведение ремонта скважин, при котором ведут одновременную обработку призабойной зоны добывающей и нагнетательной скважины, выделение одноименных по геологофизическим характеристикам пластов и в них проведение одновременной обработки призабойной зоны (патент РФ N 1755612, кл. E 21 B 43/20, опублик. 1994 г. - прототип).

Известный способ предполагает ввод скважин в эксплуатацию после ремонта одновременно. Однако при этом вследствие имеющейся в пласте пьезопроводности пластовое давление в районе добывающих скважин снижается, а давление от нагнетательных скважин не успевает достичь добывающих скважин и компенсировать снижение давления. Вследствие этого в призабойной зоне добывающих скважин происходит выпадение парафинов и других кольматирующих соединений, возможно разгазирование нефти, продуктивность отремонтированной скважины снижается, что отрицательно сказывается на темпах разработки нефтяной залежи.

В изобретении решается задача повышения темпа разработки нефтяной залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, проведение ремонта скважин и их включение, согласно изобретению, определяют время достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей при возмущающих воздействиях, характерных для включения нагнетательной скважины, определяют время снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины, после ремонта включают нагнетательную скважину, а минимальное время включения добывающей скважины определяют по разности времени достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей и времени снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины.

Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. проведение ремонта скважин;
4. включение скважин;
5. определение времени достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей при возмущающих воздействиях, характерных для включения нагнетательных скважин;
6. определение времени снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины;
7. после ремонта включение нагнетательной скважины;
8. определение минимального времени включения добывающей скважины по разности времени достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей и времени снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи неизбежно возникает необходимость в проведении ремонта скважин. При этом целесообразно одновременно останавливать и ремонтировать скважины, размещенные на одном участке и взаимодействующие друг с другом. Последовательность ввода скважин в эксплуатацию после ремонта влияет на последующую их производительность и темп разработки залежи. В изобретении решается задача повышения темпа разработки нефтяной залежи. Задача решается следующей совокупностью операции.

При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Определяют время снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины. При снижении давления в призабойной зоне добывающей скважины до давления выпадения парафинов происходит кольматация призабойной зоны и снижение дебита скважины. До наступления этого времени добывающая скважина может нормально работать.

Гидродинамическими исследованиями определяют время достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей при возмущающих воздействиях, характерных для включения нагнетательной скважины. При включении нагнетательной скважины в призабойной зоне резко возрастает пластовое давление. При работе нагнетательной скважины рост пластового давления распространяется по пласту и достигает добывающей скважины. В призабойной зоне добывающей скважины снижение пластового давления от работы добывающей скважины компенсируется повышением давления от работы нагнетательной скважины. Рост давления от работы нагнетательной скважины опережает снижение давления от работы добывающей скважины. Вследствие этого в призабойной зоне добывающей скважины устанавливается давление, при котором добывающая скважина работает с устойчивым дебитом.

При необходимости ремонта останавливают на участке разработки нагнетательную скважину и ближайшие реагирующие добывающие скважины. Ремонтируют скважины. Количеством ремонтных бригад, расчетом продолжительности каждого ремонта и временем начала ремонта каждой скважины добиваются соответствующего введения скважин в эксплуатацию.

После ремонта включают нагнетательную скважину. Добывающую скважину включают через минимальное время, определенное по разности времени достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей и времени снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины.

Время нарастания давления, снижения давления, распространения фронта давления определяется коллекторскими свойствами пласта и режимами работы скважин. В промытых пластах давление распространяется быстрее, чем в нефтенасыщенных.

Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,646 мкм², нефтенасыщенность - 61,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1530 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 16 МПа, пластовая температура - 29^oC, параметры пластовой нефти: плотность - 930 кг/м³, вязкость - 46 мПа•с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 15,2 м³/т, содержание серы - 3,64%.

Залежь разрабатывают 16 нагнетательными и 46 добывающими скважинами. Для снабжения нагнетательных скважин рабочим агентом отбирают пластовую подстилающую воду из водоносного пласта с плотностью 1,18 г/см³ через 11 водозаборных скважин. Текущее пластовое давление составляет 12,7 МПа. Обводненность добываемой продукции находится в пределах 30-70%.

Проводят ремонт скважин по каждому участку залежи отдельно. Останавливают одну нагнетательную скважину и ближайшие реагирующие с ней 4 добывающие скважины. Ремонтируют скважины. За время ремонта пластовое давление в районе скважин и межскважинном пространстве выравнивается и несколько увеличивается.

Определяют время снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины. Устанавливают, что при снижении давления в призабойной зоне добывающей скважины до величины порядка 10 МПа происходит выпадение парафинов и прочих кольматирующих веществ, возможно разгазирование и увеличение вязкости нефти и снижение дебита скважины. Такое давление в призабойной зоне достигается при работе добывающей скважины в течение 10 сут.

Гидродинамическими исследованиями определяют время достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей при возмущающих воздействиях, характерных для включения нагнетательной скважины. При включении нагнетательной скважины на устье создают давление порядка 10 МПа. На забое с учетом веса столба жидкости давление составляет 27,5 МПа. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной составляет 250 м. Давление от нагнетательной скважины распространяется до добывающей за 22 дня.

После ремонта включают нагнетательную скважину, а минимальное время включения добывающей скважины определяют по разности времени достижения фронта изменения давления от нагнетательной скважины до добывающей и времени снижения пластового давления до предельно допустимого уровня при работе добывающей скважины. Минимальное время составляет 22 - 10 = 12 сут.

Таким образом, после включения нагнетательной скважины через 12 сут и более возможно включение добывающей скважины.

Применение предложенного способа позволит сохранить дебит скважин и темп разработки нефтяной залежи.