Способ разработки газоконденсатного месторождения

Способ разработки газоконденсатного месторождения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений. Цель изобретения - более полное извлечение конденсата из обводненных газоконденсатных пластов. Способ разработки газоконденсатного месторождения основан на зависимоИзобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений. - Известен способ разработки нефтяных и газовых месторождений, заключающийся в закачке воды через нагнетательные скважины и отборе через эксплуатационные скважины. Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи жидкости из коллексти остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды по отношению а (V) ( Go - 0,092)е + 0.05 e-° 197V+0,042, a средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта определяют из соотношения ,8Roln г Оо-0,092 тлл «(Ro)-6T092 1 где а (V) значение остаточной конденсатонасыщенности пористой среды после 3-кратной промывки вытесняющей водой со скоростью V, доли ед.; V - скорость промывки, м/с; QH -.средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта, м /с; сс0 - начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.; or(Ro) - конденсатонасыщенность пласта на расстоянии R0 от скважины после 3-кратной промывки околоскважинной зоны размером R0i Ro размер промытой зоны, определяемый из соотношения . Т . г «о - 0,092 , , - Ro ,c. . где Т - время 5,2m La(R0)- 0,092J трехкратной промывки зоны, сутки; m - коэффициент пористости пласта, доли ед. тора, заключающийся в повышении конденсатоотдачи путем продления периода эксплуатации обводняющихся и обводнившихся газовых скважин, так как вследствие эффекта вымывания конденсата водой наблюдается прирост добычи конденсата. Однако по данному способу добычи отсутствуют сведения о влиянии скорости продвижения пластовой воды через продуктивный пласт на величину остаточной конденсатонасыщенности пласта, а извест но, что скорость продвижения вытесняю -3 ё VI о о

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si)s Е 21 В 43/20

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4661594/03 (22) 15.03.89 (46) 29.02.92. Бюл. М 8 (71) Ухтинский индустриальный институт (72) Г. В. Рассохин, В. Г. Рейтенбах, А. С, Туревич и И, И. Турусов (53) 622.276(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

hb 994477440000, кл. Е 21 В 43/20, 1982.

Рассохин Г. B., Леонтьев И. А., Петренко

В, И. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их рззработку. М.: Недра, 1973, с.

261. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (57) Изобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности .к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений. Цель изобретения — более полное извлечение конденсата из обводненных газоконденсатных пластов. Способ разработки газоконденсатного месторождения основан на зависимоИзобретение относится к разработке газоконденсатных месторождений, в частности к способам повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки. газоконденсатных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных и газовых месторождений, заключающийся в закачке воды через нагнетательные скважины и отборе через эксплуатационные скважины.

Наиболее близким к предлагаемому является способ добычи жидкости из коллек<„5U„„1716106 А1. сти остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды по отношению а(Ч)= (а0 — 0,092) е 47" + 0,05 е- 19 +0,042, а средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта опрЕдЕЛя Ют ИЗ СООтНОШЕНИя 011= 1,8Roln

c4. — 0,092 (а р 0 ()9Я 1 где а (/) — значение остаа й, точной конденсатонасыщенности пористой среды после 3-кратной промывки вытесняющей водой со скоростью V, доли ед.; V— скорость промывки, м/с; 011 —,средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта, м /c; а0 — начальная з конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.; а (Ro) — конденсатонасыщенность пласта на расстоянии Ro от скважины после

3-кратной промывки околоскважинной зоны размером Ro, Ro — размер промытой зоны, определяемый из соотношения

Т ао — 0.092

Ro =52 1п(а(Я ) — 00921, где Т вЂ” время трехкратной промывки зоны, сутки; m — коэффициент пористости пласта, доли ед. тора, заключающийся в повышении конденсатоотдачи путем продления периода эксплуатации обводняющихся и обводнившихся газовых скважин, так как вследствие эффекта "вымывания" конденсата водой наблюдается прирост добычи конденсата.

Однако по данному способу добычи отсутствуют сведения о влиянии скорости продвижения пластовой воды через продуктивный пласт на величину остаточной конденсатонасыщенности пласта, а извест но, что скорость продвижения вытесняю

1716106 щей жидкости существенно влияет на величину остаточной насыщенности пористой среды, имеющей первоначальную насыщенность конденсатом, водой и газом (это существеннцй недостаток). Кроме того, нет необходимости в промывке всего пласта с целью увеличения конденсатоизвлечения, так как он становится гидродинамически подвижным лишь в околоскважинной зоне.

Цель изобретения. — более полное извлечение выпавшего в пласте конденсата из обводненных газоконденсатных пластов за счет изменения скорости продвижения воды в околоскважинной зоне.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу из ствола добывающей скважины производят отбор воды с дебитом, выбираемым из зависимости остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды и соответствующим минимальной остаточной конденсатонасыщенности пласта.

На основе данных экспериментов получена зависимость остаточной конденсатонасыщенности от скорости продвижения воды, определяемая соотношением а® =(а, — 0,092) е +

+005 е о,1о7ч,+ 0042, (1) где а(ч) =значение остаточной конденсатонасыщенности пористой среды после 3кратной промывки вытесняющей водой, доли ед.; а о — начальное значение конденсатонасыщенности пористой среды, доли ед.; ч — скорость промывки, м/сут.

По определению скорость фильтрации воды при плоскорадиальной фильтрации связана с дебитом воды по формуле

0 (2)

2лг Ь. где Q — дебит воды, м /сут; з

h — толщина пласта, м;

v — скорость фильтрации воды íà расстоянии r от скважины.

Из формулы (2 ) видно, что с увеличением дебита воды возрастает значение скорости ее фильтрации, что приводит, как следует из формулы (1), к снижению конденсатонасыщенности, Это доказывает достижение положительного эффекта, состоящего в дополнительном извлечении конденсата из околоскважинной зоны пласта, при увеличении дебита отбираемой из добывающей газоконденсатной скважины воды, выбираемого согласно приведенной зависимости, Объем дополнительного за счет изменения дебита обводняющихся и обводнившихся газоконденсатных скважин добытого конденсата on ределяется расчетным путем. чк=Ь{6,2Я(e(о Ооh2)rnRo 3 14Ыо О 092)"

-а, { 4 ) R ° (5)

c(> с( е — — Е„

C .) где VK — дополнительно добытый объем конденсата за время работы скважины на установленном режиме, если на первоначальном базовом режиме работы скважины дебит воды равен нулю.

Формулу (5) получают в результате выполнения интегрирования в правой -части очевидного равенства

Ro

V<=2_#_ mh ((а,— a(r))2dr, 45 где r — радиус скважины, а распределение конденсатонасыщенности а(г) задается выражениями (1) и (2).

Е;(- — ) Если на первоначальном режиме отбора скважины дебит воды не равен нулю, то дополнительно добытый объем конденсата на заданном режиме определяк т по формуле

V, VÄ-V«, где VK>, — дополнительно добытый объем конденсата из пласта толщиной h за время работы на установленном режиме, если на первоначальном режиме работы скважины дебит воды не равен нулю;

За базу сравнения принимается режим работы скважины, при котором дебит воды равен нулю. Сущность и порядок расчета состоит в следующем, 5 1. Определяют размер промытой зоны, Т ао — 0092

5,2m алло) — 0,092 где Т вЂ” время 3-кратной промывки зоны, сут;

10 m — коэффициент пористости пласта, доли ед.;

<(R0) —.конденсатонасыщенность пласта на расстонии Ro отскважины после3-кратной промывки.

15 2. Определяют дебит воды, отбираемой из 1 м работающей толщины пласта, м /сут;

0» =1,8RO in(— 1 . (4)

Qао — 0,092

3, Вычисляют параметры: а 1=0,554Q»; as= 0,03110».

4. Определяют значение начальной,конденсатонасы щен ности.

5. Дополнительно добытый объем кон25 денсата из пласта толщиной за время т определяют по формуле;

1716106 где а (Ч) — значение остаточной конденсатонасыщенности пористой среды после 3кратной промывки вытесняющей водой со скоростью V, доли ед.;

V — скорость промывки, м/сут„

Q>> — средний дебит воды из одного метра работающей толщины пласта, м /сут.; а о — начальная конденсатонасыщенность пористой среды, доли ед.;

a(Ro) — конденсатонасыщенность пласта на расстоянии от скважины после 3кратной промывки околоскважинной зоны размером R<, 4 — размер промытой зоны; м, определяемый из соотношения

Т ао — 0,092

5,2m (a(Ro) -0,092 где Т вЂ” время трехкратной промывки эоны, сут.;

m — коэффициент пористости пласта, доли ед..

Составитель И.Турусов

Техред М.Моргентал

Редактор М.Петрова

Корректор Л.бескид

Заказ 593 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

)13035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

V

Значение V

Предлагаемый. способ разработки газоконденсатного месторождения реализуют 10 следующим образом.

Например, требуется определить размер промытой зоны, дебит воды из единицы толщины пласта с коэффициентом пористости m-0,1 и коэффициентом проницаемости 15

K=0,012 и объем конденсата, извлеченного в результате его вымывания водой из околоскажинной зоны, если первоначально скважина эксплуатировалась с дебитом воды, равным нулю, а в результате установления 20 отбора воды в течение времени Т= 213 сут на границе промытой зоны должно быть достигнуто значение остаточной конденсатонасыщенности 0,955 ао.

Значение начальной конденсатонасы- 25 щенности пласта, соответствующее заданному коэффициенту проницаемости пласта, составляет ao=0,15. По формуле (3) находят размер промытой зоны Rp=52 м. Величина среднего добита воды из 1 м толщины пла- 30 ста, найденная по формуле (4), составляет

Q<< = 11,6 м/сут, Извлеченный объем кон-, денсата, определенный по формуле (5),.составляет ЧУ=18,9 м .

Предлагаемый. способ может быть ис- 35 пользован для повышения конденсатоотдачи обводненных газоконденсатных пластов, эксплуатируемых скважинами, оборудование которых обеспечивает регулируемую откачку воды из пласта. 40

Использование предлагаемого способа разработки газоконденсатных месторожде-. ний обеспечивает по сравнению с известными следующие преимущества: повышение дебита воды, отбираемой из 45 пласта через добывающую газоконденсат-,. ную скважину, и связанное с ним повышение скорости фильтрации воды в околоскважинной зоне скважины позволяет снизить остаточную конденсатонасыщенность пласта; 50 дополнительная добыча конденсата достигается при значительно меньших затраЬ

6 тах за счет сокращения затрат на строительство нагнетательных скважин.

Формула изобретения

Способ разработки газоконденсатного месторождения, включающий отбор через добывающую скважину вытесняемого водой остаточного конденсата, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью более полного извлечения конденсата из обводненных газо- . конденсатных пластов, определяют зависимость остаточной конденсатонасыщен ности от скорости продвижения воды, исходя из которой определяют дебит воды, соответствующий минимальной остаточной конденсатонасыщенности, и на работающей скважине устанавливают дебит не менее дебита, соответствующего текущей остаточной конденсатонасыщенности, при этом зависимость остаточной конденсатонасыщенности. от скорости продвижения воды определяют из соотношения

a (v) = (ap — 0,092) е з +

+0,05 е .+ 0,042, а средний дебит воды иэ одного метра работающей толщины пласта определяют из соотношения

Q« =1,8R0ln()