Способ обработки призабойной зоны

Способ обработки призабойной зоны

Реферат

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

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103].

Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти, ко второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м³/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м³/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения [патент РФ №2047750, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.11.1995 - прототип].

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи и большие расходы на добычу нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, циклический режим работы добывающих скважин составляет 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют отбор нефти и не менее 16 часов остановку скважины, и в течение 2 суток продолжительностью до 2 суток отбор нефти без остановки скважины, при этом производительность глубиннонасосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы.

В течение 5 суток каждые сутки с понедельника по пятницу в течение 8 часов выполняют отбор продукции в ночное время с 23 часов ночи до 7 часов утра.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов остается захороненной в пластах. Циклический режим нагнетания рабочего агента и добычи нефти способствует изменению градиентов потоков в пласте и вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти. Однако весьма длительные периоды работы как нагнетательных, так и добывающих скважин фактически сводят к нулю эти усилия и не способствуют снижению себестоимости добываемой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи и снижения расходов на добычу нефти. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин является недельным и составляет 7 суток, из которых в течение 5 суток с понедельника до пятницы каждые сутки в течение 8 часов с 23 часов ночи до 7 утра выполняют отбор продукции и 16 часов с 7 утра до 23 часов ночи производят остановку скважины. На эти часы приходятся дешевые тарифы электроэнергии, за счет чего образуется низкая себестоимость добываемой нефти. По субботам и/или воскресеньям в течение 1-2 суток, т.е. продолжительностью до 2 суток производят отбор продукции без остановки скважины. Производительность глубиннонасосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине продукции за время остановки в течение 16 часов и продолжительности отбора нефти в течение 8 часов. Отбор ведут до минимального уровня забойного давления, но не ниже создания давления разгазирования нефти. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения заявленного циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки, если в работе находятся постоянно работающие скважины, или ограничивают время работы нагнетательных скважин, переводя их в циклический режим работы.

Как показывает практика, такой режим работы препятствует образованию конусов обводнения, за счет чего снижается обводненность добываемой продукции и возрастает нефтеотдача залежи. Расходы на добычу нефти снижаются за счет дешевых тарифов на электроэнергию в ночное время.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1600-2100 м, пластовое давление 13 МПа и выше, пластовая температура 38-42 гр. Цельсия, толщина продуктивного пласта 2,5 м и больше, пористость от 10%, проницаемость от 250 мД, плотность нефти 0,8 г/см³, коллектор продуктивного пласта терригенный девон. Залежь разрабатывают с применением заводнения. Закачивают рабочий агент - подтаварную (пластовую) воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.

15 добывающих скважин с дебитом от 2 до 150 м³/сут и обводненностью от 70 до 99% эксплуатируют в циклическом режиме: 7 суток, из которых в течение 5 суток с понедельника до пятницы каждые сутки в течение 8 часов с 23 часов ночи до 7 утра выполняют отбор продукции и 16 часов с 7 утра до 23 часов ночи производят остановку скважины. По субботам и/или воскресеньям в течение 1 - 2 суток производят отбор продукции без остановки скважины в течение суток. В нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения заявленного циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объемы закачки до величин 0 м³/сут по скважинам, находящимся постоянно в работе, или ограничивают время работы нагнетательных скважин на 50% для скважин.

В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 2% и составляет 35%, тогда как по известным способам разработки нефтеотдача не превышает 33%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу и снизить расходы на добычу нефти.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий установку в скважине колонны насосно-компрессорных труб, определение геолого-физико-химических свойств пород продуктивного пласта и пластовых флюидов, обработку призабойной зоны продуктивного пласта путем закачки первого и второго химических реагентов, выдержку скважины на время реакции химических реагентов с породами продуктивного пласта и пластовыми флюидами, очистки призабойной зоны пласта от продуктов реакции при запуске скважины в работу, отличающийся тем, что для интенсификации притока удаляют рыхлосвязанную воду из призабойной зоны пласта и гидрофобизируют поровое пространство пород, для чего в качестве первого реагента закачивают 50%-ный раствор метанола и оставляют его на реагирование, после окончания которого продукты реакции продавливают вглубь пласта, при этом вторым реагентом осуществляют дальнейшую гидрофобизацию призабойной зоны и увеличивают ее проницаемость по газу, для чего применяют водный раствор поверхностно-активного вещества концентрации 1-3%, продукты реакции извлекают из продуктивного пласта вместе с пластовым газом при освоении скважины, которое осуществляют с использованием газа скважины-донора или инертного газа.