Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С НЕФТЕСОДЕРЖАЩИМИ ПЛАСТАМИ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено к использованию при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на газонефтяных месторождениях и особенно в тех случаях, когда добыча из нефтесодержащих пластов отдельной сеткой скважин не является рентабельной из-за ее малых дебитов и больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Проблема рентабельного извлечения нефти из маломощных (2-4 м) нефтяных пластов газонефтяных месторождений является актуальной. При этом, как правило, главным компонентом месторождения является газ, а нефть может иметь подчиненное значение. Вместе с тем оптимальное извлечение всех компонентов природной системы является насущной проблемой и определяется требованиями охраны недр.

Реализация способа обеспечивается за счет энергии добываемого газа из группы газонефтенасыщенных пластов, вскрытых одной и той же скважиной и находящихся в близких термобарических условиях.

Известен способ компрессорного газлифта при добыче нефти из газонефтяных месторождений [1].

Способ заключается в том, что собираемый при промысле газ сепарации на компрессорной станции сжимается до необходимого давления и подается в межтрубное пространство нефтедобывающей скважины до глубины размещения газлифтного клапана в лифтовой колонне. Проходя через газлифтный клапан, этот газ смешивается с потоком нефти и, снижая удельный вес продукции, обеспечивает добычу нефти в заданном режиме работы этой скважины.

Недостатком известного способа является необходимость применения компрессорного оборудования для сжатия газлифтного газа и его промысловой подготовки, выполнения отдельной сети газораспределения, дополнительных устройств в скважине (клапанов), необходимости их обслуживания и т.д. Добываемая нефтегазовая смесь имеет, как правило, низкое давление и требует больших дополнительных расходов на утилизацию попутного газа.

Для малодебитных нефтяных скважин добыча нефти отдельной сеткой нефтяных скважин таким способом становится убыточной.

Известен способ бескомпрессорного газлифта [2], выбранный в качестве наиболее близкого аналога, реализуемый на газонефтяных промыслах, где осуществляется добыча газа и нефти отдельными сетками скважин. В этом способе часть газа высокого давления, добываемая из газовых скважин, после промысловой обработки на установке комплексной подготовки газа (далее - УКПГ) подается в нефтяные скважины для их газлифтной эксплуатации. Другая часть газа поступает в магистральный газопровод к потребителю.

Этот способ не требует специального компрессорного оборудования и системы дополнительной обработки газа. Однако ему свойственны все прочие недостатки первого способа и, в частности, бурение дополнительных скважин.

При создании настоящего изобретения решалась техническая задача добычи нефти и газа из одной скважины, что позволяет исключить необходимость применения отдельной сети газораспределения, дополнительных устройств в скважине, необходимость их обслуживания и, в конечном итоге, приводит к снижению капитальных и эксплуатационных затрат на добычу углеводородов.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем вскрытие газового и нефтяного пластов перфорацией и газлифт нефти по лифтовой колонне, вскрытие газового и нефтяного пластов производят из одной скважины, а число перфорационных отверстий и интервал перфорации нефтяного пласта задают из условия обеспечения проектного дебита газа. Башмак лифтовой колонны может быть размещен в пределах нефтяного пласта, а в скважине могут быть установлены забойные устройства, например пакеры или штуцеры-регуляторы.

Дебит нефти из вскрытой перфорацией части нефтяного пласта имеет подчиненное значение и определяется необходимостью сохранения устьевого давления, достаточного для промысловой обработки продукции газонефтяной смеси на УКПГ.

Изобретение поясняется чертежом, где показана одна из возможных схем реализации способа, при которой газовый пласт 1 и подстилающий нефтяной пласт 2 находятся в пределах одного и того же продуктивного горизонта 3, т.е. в практически одинаковых термобарических условиях. Основные элементы конструкции скважины и условий вскрытия продуктивного горизонта включают эксплуатационную колонну 4, лифтовую колонну 5, отверстия перфорации в газовом пласте 6 и отверстия перфорации в нефтяном пласте 7.

Диаметры эксплуатационной и лифтовой колонн, степени вскрытия, плотность перфорации и диаметры перфорационных отверстий в газовом и нефтяном пластах рассчитывают таким образом, чтобы обеспечить проектные режимные условия добычи газа и конденсата, как основной товарной продукции скважины, поступающей на УКПГ.

Добыча нефти из нефтяного пласта в заданном количестве реализуется за счет энергии добываемого из газового пласта газа, что исключает необходимость строительства отдельных нефтяных скважин.

Дебит нефти при перфорации газового и нефтяного пластов из одной скважины, например, для случая, когда эти пласты находятся в близких термобарических условиях, а забойное давление в газовом пласте является заданным, можно определить по уравнению:

где Р_пл - пластовое давление; Р_зб - забойное давление; k_н и h_н - абсолютная проницаемость и эффективная мощность нефтяного пласта; q_н и q_г - дебиты нефти и газа; =(Р_пл+Р_зб)/2 - среднее значение давления в депрессионной зоне скважины; а и b - фильтрационные коэффициенты в газовом пласте; R_к и r_c - радиус контура питания и скважины; ξ₁ и ξ₂ - коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия в нефтяном пласте; ϕ() - функция фазовых проницаемостей, нефтенасыщенности, вязкости нефти, относительной проницаемости по нефти и т.д. Она определяется в соответствии с [3].

Дебит газа q_г и забойное давление Р_зб в данном уравнении определяются проектным режимом работы скважины, обеспечивающим заданную добычу газа из газового пласта.

Способ поясняется примером расчета, в котором принято, что в нефтяном пласте к_н=0,25Д (Дарси); h_н=400 см; ϕ()=0,424; R_к=300 м и r_с=0,1 м.

Проектный дебит по газу q_г = 200 тыс.м³/сут.

По условиям добычи и промысловой обработки продукции на УКПГ (условия сохранения высокого давления на устье скважины, устойчивой работы шлейфов, аппаратов промысловой обработки газа и т.д.) нефтегазовый фактор (отношение объема добываемой нефти к объему добываемого газа) Ф_нг ≤ 60÷70 см³/м³. Фильтрационные коэффициенты а и b из вышеприведенной формулы для газового пласта составляют соответственно а=4,95 МПа²·сут/тыс.м³ и b=2,33·10^-4 (МПа·сут/тыс.м³)².

Начальные пластовое и забойное давления сия равны соответственно Р_пл=13,89 МПа и Р_зб=13,53 МПа. Через заданный период времени (например, 10 лет) они составят Р_пл1=10,02 МПа и Р_зб1=9,51 МПа при сохранении того же дебита газа скважины (200 тыс.м³/сут). Расчет добычи нефти в данном случае производится следующим образом:

1. Задаемся начальным нефтегазовым фактором, например Ф_нг=45 см³/м³, при котором начальный суточный дебит нефти составит q_н=104,17 см³/с.

2. Из уравнения (1) при начальных исходных данных (по пластовому давлению и депрессии) определяется необходимая суммарная величина коэффициентов несовершенства по степени и характеру вскрытия нефтяной части пласта в скважине, т.е. такая величина, при которой можно ограничить начальный дебит нефти до q_н=104,17 см³/с:

ξ₁+ξ₂=1,2

3. По величине ξ₁+ξ₂= 1,2 определяется число перфорационных отверстий и интервал перфорации в обсадной колонне в пределах нефтяного пласта. Из графиков [4, с. 120] определяются: величина ξ₂=0,9 (при диаметре полусферы отверстий, равной 0,05 м, и 10 отверстиях на 1 пог. м) и ξ₁=0,3 (при диаметре долота, равном 0,2 м, и вскрытии значительной части мощности продуктивного пласта).

4. Вновь определяется дебит нефти и нефтегазовый фактор через заданный период времени (через 10 лет), с учетом определенных по п.2 коэффициентов ξ₁+ξ₂=1,2 и с использованием вышеприведенного уравнения для его расчета:

q_н=149 см³/с

5. Вновь определяется нефтегазовый фактор, который равен Ф_нг=64,4 см³/м³<70 см³/м³.

Таким образом, в течение длительного периода времени этот нефтегазовый фактор находится в заданных технологическими условиями пределах (до 70 см³/м³).

За счет изменения плотности перфорации и т.д. возможно изменение доли ξ₁ и ξ₂ при условии сохранения их суммы неизменной.

Если суммарный дебит газа и нефти не обеспечивают условия для промысловой обработки газонефтяной смеси на УКПГ, где газ является основной товарной продукцией, то необходимо ограничить дебит нефти. Такое ограничение возможно за счет увеличения коэффициентов несовершенства по степени и(или) характера вскрытия ξ₁ и ξ₂ в нефтяной части пласта.

Если термобарические условия эксплуатации совместно вскрытых одной скважиной газовой (основной) и нефтяной залежи являются неодинаковыми, то способ добычи нефти обеспечивается с помощью дополнительных забойных устройств, включающих, например, эксплуатационный пакер, забойные штуцеры - регуляторы и т.д.

Источники информации

1. "Комплексный проект разработки нижнемеловых газоконденсатных и нефтяных залежей Уренгойского месторождения", том 1, с. 423, ВНИИГАЗ, М., 1990 г.

2. Смирнов B.C., Бережная Л.Н., Кучеров Г.Г., Кудрин А.А. "Оценка условий бескомпрессорного газлифта для нефтяных скважин Уренгойского ГКМ". ВНИИГАЗ, Сб. Научных трудов "Газовой отрасли высокоэффективное оборудование", с. 72, М., 1995 г.

3. Донцов К.М. "Разработка нефтяных месторождений", М., Недра, 1977 г., с. 200.

4. Муравьев В.М. "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., Недра, 1973 г.