способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, в скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента.

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; к 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. E21B 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 стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы, межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, согласно изобретению анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, в скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи возникают ситуации, когда часть скважин останавливают или меняют режимы их работы. При этом возникают трудности с закачкой рабочего агента, его становится или слишком много или слишком мало. И то и другое приводит к неоправданным затратам энергии, нарушению режимов разработки, что в конце концов отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи выполняют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин.

Анализируют условия разработки. По условиям разработки на рассматриваемом участке залежи возможно повышение или снижение пластового давления, назначение форсированных отборов пластовой продукции или наоборот технологические выдержки для оседания конусов обводненности и т.п. Все это влечет за собой уменьшение или увеличение объемов закачки рабочего агента, изменение давления закачки. Устанавливают объем закачки рабочего агента, который может быть увеличен или уменьшен вследствие изменения режимов разработки.

Анализируют возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов. Это может быть связано с аварийными или плановыми остановками скважин акцепторов для очистки скважины и околоскважинной зоны, заменой подземного оборудования и т.п. Устанавливают количество скважин, которое может быть одновременно остановлено и объем закачки рабочего агента, который может быть ограничен вследствие остановок скважин.

Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. Как правило, такое изменение параметров влечет за собой увеличение мощности насоса.

В скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.

При замене насоса в скважине-доноре при использовании на участке разработки одной скважины-донора и нескольких скважин-акцепторов при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 30 до 100 м³/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 45 до 80 м³/сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м ³/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 125 до 200 м³ /сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 240 до 500 м³/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 250 до 400 м³/сут с напором от 1700 до 2500 м.

При использовании на участке разработки нескольких скважин-доноров и множества скважин-акцепторов при замене насосов во всех скважинах-донорах устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 160 до 250 м³ /сут с напором от 1700 до 2500 м. При этом подбирают количество скважин-акцепторов на одну скважину-донор с суммарным объемом закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м³ /сут. При наличии скважин-акцепторов, не подсоединенных к скважине-донору, и/или при появлении новых скважин-акцепторов бурят дополнительную скважину-донор и к ней подсоединяют скважины-акцепторы.

Использование во всех скважинах-донорах насосов со столь узким интервалом по производительности позволяет обеспечить равномерное нагнетание рабочего агента по всему участку разработки и поддерживать одинаковое пластовое давление по всему участку.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания продуктивных пластов 1728 м, пластовое давление 153 атм, текущая пластовая температура 35°C, пористость 20,4%, проницаемость 0,656 мкм², нефтенасыщенность 80,1%, толщина продуктивного пласта 0,8-4,2 м, вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 813 кг/м³, коллектор - глинистый песчаник, алевролит.

Рабочий агент - пластовую воду добывают в 3 скважинах-донорах и закачивают в 15 скважин-акцепторов. Из 24 добывающих скважин отбирают пластовую продукцию.

Скважины-доноры оснащены электроцентробежными насосами ЭЦН5А-160-1700 и работают в постоянном режиме с частотой тока 50 Гц. При остановке одной скважины-акцептора возникает необходимость снижения дебита скважины-донора, что при данном насосе сопровождается срывом потока рабочего агента. Насос работает на неустановившемся режиме, перегревается и выходит из строя.

Анализируют возможность изменения расхода рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от условий разработки. Выявляют, что на залежи несколько понижено пластовое давление и для его восстановления до начального уровня потребуется перевести часть скважин-акцепторов на непродолжительное время порядка 1-2 мес в периодический режим работы. Снижение расхода рабочего агента составит не более 3% от текущего уровня.

Анализируют возможность одновременной остановки скважин-акцепторов. Устанавливают, что количество скважин, которое может быть одновременно остановлено, составляет не более 2. Максимальное снижение расхода рабочего агента в скважины-акцепторы составляет 100 м³/сут, что составляет 28% от текущего уровня.

Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. В данном случае такое изменение составляет не более 55% мощности насоса. Таким условиям соответствует электроцентробежный насос ЭЦН5А-250-1700. Насос имеет номинальную производительность 250 м³/сут и напор 1700 м.

Заменяют в скважинах-донорах электроцентробежный насос на насос большей мощности ЭЦН5А-250-1700. Насос снабжают частотно регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. Таким частотно-регулируемым приводом является привод марки "Электон". При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима в пределах от 45 до 60 Гц. В результате удается обеспечить стабильность работы насоса без срыва потока при остановке скважин-акцепторов или изменении условий разработки, обеспечить возможность регулирования работы нагнетательных скважин в зависимости от условий разработки.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи.