способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения, включающий бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, добычу нефти из добывающей скважины, отличающийся тем, что расстояние между стволами добывающих и нагнетательных скважин принимают не более 100 м, в добываемую нефть вводят индикатор, обеспечивающий возможность идентификации этой нефти методами промысловой геофизики, добываемую нефть с индикатором закачивают в нагнетательную скважину, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины, анализируют нефть, извлеченную из добывающей скважины на предмет отслеживания во времени доли меченой нефти в продукции этой скважины, устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти, определяют профиль приемистости нагнетательной скважины по воде, определяют динамику обводнения, профили притока нефти и воды на разные моменты времени и восстановление забойного давления в добывающей скважине, добываемые при этом нефть, газ и воду закачивают без их разделения в нагнетательную скважину двухфазным насосом, после чего принимают технологическую схему разработки месторождения с внешним трубопроводным транспортом нефти и газа для промыслового обустройства.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности проведения опытно-промышленной разработки нефтяного месторождения.

Авторы затрудняются указать в качестве аналога и прототипа какие-либо публикации, в которых регламентировались бы условия проведения опытно-промышленной разработки (ОПР) в плане предлагаемого изобретения.

Традиционный подход к проведению ОПР, согласно повседневной практике, заключается в следующем.

На месторождении выбирают один или более опытных участков. Разбуривают опытный участок сеткой из добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют промысловое обустройство опытного участка, сооружают и вводят в эксплуатацию нефтепровод, а при необходимости и газопровод. После этого осуществляют отбор нефти, закачку воды и весь комплекс исследовательских работ. Добываемые нефть и газ транспортируют потребителю.

Недостатками традиционного способа организации и проведения ОПР являются следующие.

- Сооружение и эксплуатация нефте- и газопровода требуют времени, капитальных и текущих затрат.

- Нефте- и газопровод рассчитываются и сооружаются на уровни отбора нефти и газа в период ОПР. Эти уровни обычно заметно меньше тех отборов, которые будут иметь место в период промышленной разработки месторождения. Это означает, что диаметры указанных трубопроводов не соответствуют потребностям стадии промышленной разработки. Поэтому они демонтируются. Вместо них сооружаются нефте- и газопровод больших диаметров.

- Для частичной компенсации затрат на ОПР недропользователь стремится добывать побольше нефти. Это требует повышенного числа скважин. Следовательно, стоимость "бросовых" нефте- и газопровода возрастает.

- Указанные недостатки сильно затягивают срок ввода месторождения в промышленную разработку. Это негативно сказывается, прежде всего, на местном и федеральном бюджетах.

В основу настоящего изобретения положена задача повышения эффективности проведения ОПР как за счет сокращения затрат, так и потребных сроков на ее реализацию.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ проведения ОПР включает бурение вертикальных и/или горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, выполнение комплекса исследовательских работ, необходимых для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки, отличается тем, что исключается внешний трубопроводный транспорт нефти и газа, в добываемую нефть вводят индикатор - маркер (радиоактивные изотопы, тритий), наиболее подходящий к геолого-физическим условиям месторождения и геофизическому контролю за фильтрационными процессами, добываемую нефть с индикатором закачивают обратно в пласт через нагнетательную скважину, часть добываемой нефти используют на местные и технологические нужды, одновременно или с разнесением во времени организуют закачку воды в другую нагнетательную скважину, а также тем, что:

- для сокращения срока ОПР расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами принимают не более 100 м в случае вертикальных скважин и не более 100 м между стволами нагнетательной и горизонтальной добывающей скважинами;

- добываемые нефть, газ и вода подвергаются замеру, но не разделяются, а с использованием двухфазного насоса закачиваются в нагнетательную скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

- Формулируют проблемные вопросы, которые не позволяют ввести месторождение в промышленную разработку.

- Под эти проблемные вопросы, с учетом геологических особенностей строения продуктивного пласта, выбирают опытный (опытные) участок.

- Обосновывают количество добывающих и нагнетательных скважин, их конструктивные параметры и решаемые с их помощью задачи. С целью сокращения срока ОПР расстояние между скважинами устанавливают не более 100 м.

- Составляют технологическую схему ОПР. В ней анализу подвергают различные альтернативные варианты проведения ОПР. В качестве обязательного рассматривают вариант согласно предлагаемому изобретению.

- Это означает, что исключают из рассмотрения строительство нефте- и газопровода. Часть добываемой нефти и газа используют на местные и технологические нужды.

- В основную долю добываемой нефти вводится индикатор - маркер, который позволит идентифицировать эту нефть методами промысловой геофизики.

- Помеченную индикатором нефть закачивают в нагнетательную скважину. Методами промысловой геофизики определяют профиль приемистости в данной скважине.

- Нефть, извлекаемую из добывающей скважины, подвергают анализу, который позволяет отслеживать во времени долю меченой нефти в продукции добывающей скважины.

- Методами промысловой геофизики устанавливают динамику профиля притока меченой и природной нефти.

- Одновременно с этим или несколько позднее в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды, при необходимости облагороженной требуемыми компонентами. Аналогично в нагнетательной скважине определяют профиль приемистости по воде.

- Используют современные двухфазные насосы для обратной закачки в пласт добываемых нефти, газа и воды, что исключит возможность сжигания на факеле попутно добываемого газа.

- Контроль за добываемой продукцией проводят с целью определения динамики обводнения добывающей скважины и профилей притока нефти и воды на разные моменты времени.

- При этом выполняют и весь традиционный цикл исследований кернов, флюидов, снимают индикаторные диаграммы, кривые восстановления забойного давления, проводят ID, 2D или 3D гидропрослушивание.

- Из получаемых данных мониторинга показателей процесса ОПР извлекают информацию, необходимую для составления научно-обоснованной технологической схемы разработки. Для этого применяются традиционные методики интерпретации, включая методологию 3D гидродинамического моделирования.

Пример реализации предлагаемого способа.

В настоящее время готовится к вводу в ОПР нефтяное месторождение N Восточной Сибири. Все открытые, но недоразведанные местрождения Восточной Сибири не могут вводиться в ОПР по причине отсутствия развитой нефтегазовой инфраструктуры. Месторождение N, по условиям лицензионного соглашения, должно быть введено в ОПР в 2005 г.

В связи с этим недропользователь вынужден пойти по традиционному пути проведения ОПР.

Ближайший пункт отгрузки нефти находится в 600 км от месторождения N. Закуплены трубы для нефтепровода указанной длины диаметром 200 мм. Срок сооружения данного трубопровода оцениваю в 1,5 года. С момента ввода в эксплуатацию этого трубопровода в течение около 5 лет будет производиться ОПР.

В случае реализации предлагаемого изобретения:

- отпадают затраты на сооружение нефтепровода в размере около $500 млн;

- исключается необходимость сжигания газа на факеле, которая связана с тем, что для месторождения N на период ОПР не предусматривается строительство газопровода, а потребители газа на месте отсутствуют;

- с момента сооружения первых двух скважин появляется возможность начать работу по ОПР, т.е. экономится около 1,5 лет с точки зрения выхода на промышленные отборы нефти и газа;

- решается основная задача ОПР - добыча исходной ключевой, для технологической схемы, информации, что позволяет обойтись меньшим числом скважин;

- общий срок ОПР, согласно предлагаемому сокращению расстояния между скважинами до 100 м (вместо предлагаемых проектировщиками 1000-1100 м), составит не более 2 лет;

- следовательно, время ввода месторождения в промышленную разработку сокращается примерно на 4-4,5 года;

- устраняются затраты на демонтаж 600-километрового нефтепровода;

- закупленные трубы для нефтепровода эффективно могут быть использованы для целей промыслового обустройства.

Аналогичным образом может проводиться ОПР на газовом, газоконденсатном, нефтегазоконденсатном месторождении в Восточной Сибири или другом необжитом регионе.

Высказанные недропользователю соображения, в рамках предлагаемого изобретения, приняты к рассмотрению в составляемой технологической схеме разработки месторождения N.

Таким образом, предлагаемое изобретение имеет большое народно-хозяйственное значение, прежде всего для освоения месторождений нефти и газа в Восточной Сибири. Оно позволит заметно сократить затраты на ОПР и сроки их проведения. Следовательно, приблизит сроки ввода этих месторождений в промышленную разработку.