Способ разработки нефтяного пласта (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений с применением заводнения, для повышения нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой диоксида углерода и воды. Способ разработки нефтяного пласта включает чередующуюся закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержания диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин. При этом предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3⋅РнасСО2. Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия. Обеспечивается повышение эффективности и надежности способа разработки нефтяного пласта за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта вследствие внедрения дополнительного контроля за воздействием диоксида углерода и непрерывной работы добывающих скважин в процессе реализации способа. 3 н.п. ф-лы, 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования процесса разработки нефтяных месторождений с применением заводнения, для повышения нефтеотдачи нефтяных коллекторов циклической закачкой диоксида углерода (СО2) и воды.

Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 2630318, МПК Е21В 43/18, опубл. 07.09.2017 в бюл. № 25), включающий чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт. Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,001 мД до 2 мД, представляющий из себя очаг с нагнетательной скважиной в центре, при текущем пластовом давлении (0,5-0,8)·Рнач, где Рнач – начальное пластовое давление, начинают вести закачку диоксида углерода (СО2) в нагнетательную скважину через трубы, устойчивые к воздействию СО2, с постепенным повышением расхода от нуля до значения, при котором давление закачки составляет (0,7-0,9)·Ргор, где Ргор – вертикальное горное давление вышележащих пород, при этом в течение данного времени в соседней одной или нескольких добывающих скважинах забойное давление повышают со значения давления насыщения нефти углеводородным газом – Рнас до текущего пластового давления – значения, при котором приток жидкости к скважинам прекращается, затем расход СО2 уменьшают до значения, при котором давление закачки соответствует Рнач, при этом в течение данного времени в указанных добывающих скважинах забойное давление снижают до Рнас, циклы увеличения - уменьшения расхода СО2 и, соответственно, снижения - повышения дебита жидкости добывающих скважин повторяют до тех пор, пока текущее пластовое давление не восстановится до (0,9-1,1)·Рнач, после завершения циклов закачку СО2 прекращают, а добычу осуществляют через добывающие скважины при забойном давлении, не менее давления насыщения нефти как углекислым, так и углеводородным газами.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность способа, связанная с необходимостью обеспечения фильтрации газа СО2 от нагнетательной к добывающей скважине, при этом фильтрация закачиваемого агента (газа СО2 и воды) резко неравномерная из-за отсутствия выравнивающих профиль закачки реагентов;

- долгосрочность реализации способа, связанная с длительной отсрочкой времени на отклик обрабатываемого пласта на закачку СО2 в нагнетательные скважины при низкой проницаемости пласта, отклик наступает от 2-3 лет при расстоянии между нагнетательной и добывающей скважинами 300 м;

- высокое коррозионное воздействие на оборудование, вызванное тем, что в начале закачки СО2 в газовом агрегатном состоянии, которое при увеличении давления в процессе проникновения в пласт постепенно переходит в жидкую фазу, а это искусственное создание агрессивных коррозионных условий, т.к. газ содержит в себе влагу.

Наиболее близким является способ разработки нефтяного пласта (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999), включающий чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержание диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин по формуле:

Cп = R/[R + G ⋅ (1 - C) ⋅ (1 - fв)],

R = Rн ⋅ (1 - fв) + Rвfв,

где Cп - предельная концентрация диоксида углерода в попутном газе, мас. %;

R - суммарная растворимость диоксидом углерода, доля единицы;

G - газовый фактор в нефти, полностью насыщенной диоксидом углерода, мас. %;

С - концентрация диоксида углерода в газе, выделившемся из нефти после полного насыщения ее диоксидом углерода, мас. %;

fв - обводненность добываемой продукции, доля единицы;

Rн, Rв - растворимость диоксида углерода в нефти и воде, мас. %.

По достижении концентрации двуокиси углерода предельного значения переходят на закачку воды.

Недостатками данного способа являются:

- низкая надежность способа вследствие определения содержания предельной концентрации диоксида углерода в попутном газе уже после его получения в продукции скважины и необходимостью последующего отключения скважины, а также отсутствием мероприятий по выравниванию фронта вытеснения нефти из пласта;

- низкая эффективность способа, связанная с отключением добывающих скважин при достижении в них предельной концентрации диоксида углерода в попутном газе (Cп), приведет к снижению коэффициента нефтеизвлечения на участке воздействия. Отключенные добывающие скважины длительное время невозможно запустить в работу, даже после переключения нагнетательной скважины под закачку воды, в связи с продвижением ранее закачанного в пласт фронта диоксида углерода, и отсутствия снижения содержания диоксида углерода до момента достижения фронта воды добывающих скважин.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и надежности способа за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта вследствие внедрения дополнительного контроля за воздействием диоксида углерода и непрерывной работы добывающих скважин в процессе реализации способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим чередующую закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержание диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин.

По первому варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме, от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 1 до 0,7500 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины, при содержания диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

По второму варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержания диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 8-15 м3 на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержании диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

Сущность способа заключается в следующем.

Соблюдение условия Рпл > 1,3*РнасСО2 и проницаемости пласта от 0,1 до 2,5 мкм2 при осуществлении способа позволяет закачивать диоксид углерода в жидком виде в пласт, сохранять агрегатное состояние диоксида углерода (жидкая фаза), и, как следствие, снижает вероятность создания агрессивных коррозионных условий и преждевременного прорыва диоксида углерода по высокопроницаемым участкам пласта, что способствует получению наибольшего технологического и экономического эффектов, выражающихся в увеличении накопленной добычи нефти и коэффициенте нефтеизвлечения.

Соблюдение условия отключения закачки диоксида углерода при содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине для переключения циклов закачки диоксида углерода на воду предупреждает от высокого содержания диоксида углерода в добываемой продукции всех остальных скважин и как следствие сохранение всех добывающих скважин в работе.

Проведение мероприятий по выравниванию фронта вытеснения закачкой блокирующей композиции при выполнении условий: содержании диоксида углерода 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*Сп или от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах предотвращает преждевременный прорыв газа в реагирующие добывающие скважины участка и приводит к равномерному продвижению газа диоксида углерода по пласту во все реагирующие добывающие скважины, что увеличивает охват пласта воздействием и вызывает равномерное вытеснение нефти.

Закачка блокирующей композиции при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*Сп в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта предотвращает преждевременный прорыв газа диоксида углерода в реагирующие добывающие скважины участка.

Увеличение объема закачиваемой блокирующей композиции в объёме 8-15 м3 при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах связано с большей неравномерностью воздействия на пласт из-за его неоднородности и необходимостью её выравнивания в большей степени.

Способ реализуется в следующей последовательности.

По первому варианту.

Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.

Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.

Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.

Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости и толщины пласта, площади воздействия.

Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.

Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).

При содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 1 до 0,7500 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, переключают нагнетательную скважину на закачку воды.

Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину.

При содержании диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода.

Количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

По второму варианту.

Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.

Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 мкм2 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.

Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.

Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, который зависит от пористости и толщины пласта, площади воздействия, определенной по результатам трассерных исследований.

Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.

Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).

При содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.

Перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта.

Используют любые известные блокирующие системы с высоким градиентом сдвига, к примеру, гидрофобные эмульсионные системы, высокопрочные гелевые системы на полимерной основе. Применение любой из известных блокирующих систем приводит к одному и тому же техническому результату. Например, в качестве блокирующей системы используют инвертную эмульсию (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20) или высокопрочную гелевую систему на полимерной основе (RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59, или RU № 2424426 МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90, опубл. 20.07.11 в бюл. № 20, или RU № 2431741, МПК E 21 B 43/22, опубл. 20.10.11 в бюл. № 29, или RU № 2541973, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/584, опубл. 20.02.15 в бюл. № 5).

Далее переключают нагнетательную скважину под закачку воды.

Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину.

При содержании диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода.

Количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

По третьему варианту.

Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Определяют пористость и толщину пласта, пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, давление насыщения нефти углеводородными газами, физико-химические свойства и состав пластовых флюидов (нефть, вода, газ), дебит и обводненность реагирующих добывающих скважин.

Выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3*РнасСО2. Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснащают оборудованием в кислотостойком исполнении.

Проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте.

Рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, который зависит от пористости и толщины пласта, площади воздействия, определенной по результатам трассерных исследований. Производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта.

Осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах по формуле, указанной в наиболее близком аналоге (патент SU №1277666, Е21В 43/22 опубл. 27.11.1999).

При содержании диоксида углерода равном 0,9*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9*Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.

Перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 8-15 м3 на 1 м толщины пласта.

Используют любые известные блокирующие системы с высоким градиентом сдвига, к примеру, гидрофобные эмульсионные системы, высокопрочные гелевые системы на полимерной основе. Применение любой из известных блокирующих систем приводит к одному и тому же техническому результату. Например, в качестве блокирующей системы используют инвертную эмульсию (патент RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), или высокопрочную гелевую систему на полимерной основе (RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59, или RU № 2424426 МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/90, опубл. 20.07.11 в бюл. № 20, или RU № 2431741, МПК E 21 B 43/22, опубл. 20.10.11 в бюл. № 29, или RU № 2541973, МПК E 21 B 43/22, C 09 K 8/584, опубл. 20.02.15 в бюл. № 5).

Далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды.

Контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины.

При содержании диоксида углерода меньше 0,5*Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательные скважины переключают под закачку диоксида углерода.

Количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности установленного для конкретного эксплуатационного объекта.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1 (по первому варианту).

Выполнили геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 0,8 мкм2, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 5 м, с пластовым давлением Рпл=9,6 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом РнасСО2=7,0 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Рнас= 2,5 МПа.

Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.

Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м2.

Дебит нефти по скважинам участка составил: на скважине 1 – 1,2 т/сут, на скважине 2 – 1,05 т/сут, на скважине 3 – 4,5 т/сут, на скважине 4 – 5,0 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,96 долей единиц, на скважине 2 – 0,93 долей единиц, на скважине 3 – 0,82 долей единиц, на скважине 4 – 0,80 долей единиц.

Рассчитали поровый объем выбранного участка пласта равный 77,7 тыс. м3.

Произвели закачку диоксида углерода в объеме 7,8 тыс. м3.

Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 – Сп = 0,990 доли единицы (99,0 мас. %), на скважине 2 – Сп = 0,984 доли единицы (98,4 мас. %), на скважине 3 – Сп = 0,971 доли единицы (97,1 мас. %), на скважине 4 – Сп = 0,970 доли единицы (97,0 мас. %), при этом газовый фактор в нефти полностью насыщенной диоксидом углерода G=0,243 доли единицы (24,3 мас. %), концентрация диоксида углерода в газе, выделившемся из нефти после полного насыщения ее диоксидом углерода, С=0,936 доли единицы (93,6 мас. %), растворимость диоксида углерода в нефти Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и растворимость диоксида углерода в воде Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).

Определили на одной (на первой) реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,891 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*Сп).

Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину и переключили ее под закачку воды.

При контроле содержания диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины определили содержание диоксида углерода равное 0,445 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*Сп), нагнетательную скважину переключили под закачку диоксида углерода.

Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углерода и воды, который составил: на скважине 1 – 4,5 т/сут, на скважине 2 – 2,7 т/сут, на скважине 3 – 6,0 т/сут, на скважине 4 – 7,0 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,85 долей единиц, на скважине 2 – 0,82 долей единиц, на скважине 3 – 0,76 долей единиц, на скважине 4 – 0,72 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 8,45 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 9 %.

Проводили 5 циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за пять циклов обработки составила 15,4 тыс. т, по завершении пятого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих скважинах и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.

Пример 2 (по второму варианту).

Выполнили геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 2,1 мкм2, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 6 м, с пластовым давлением Рпл=11,3 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом РнасСО2=7,03 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Рнас=2,5 МПа.

Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.

Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м2.

Дебит нефти по скважинам участка составил: на скважине 1 – 11,75 т/сут, на скважине 2 – 4,95 т/сут, на скважине 3 – 1,35 т/сут, на скважине 4 – 5,75 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, на скважине 1 – 0,53 долей единиц, на скважине 2 – 0,85 долей единиц, на скважине 3 – 0,95 долей единиц, на скважине 4 – 0,75 долей единиц.

Рассчитали объем пор выбранного участка пласта равный 93,3 тыс. м3.

Произвели закачку диоксида углерода в объеме 18,7 тыс. м3, которая составляет 0,2 доли от порового объема выбранного участка пласта.

Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 – Сп = 0,958 доли единицы (95,8 мас. %), на скважине 2 – Сп = 0,974 доли единицы (97,4 мас. %), на скважине 3 – Сп = 0,988 доли единицы (98,8 мас. %), на скважине 4 – Сп = 0,966 доли единицы (96,6 мас. %), при этом G=0,250 доли единицы (25,0 мас. %), С=0,937 доли единицы (96,8 мас. %), Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).

Определили на одной реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,862 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*Сп).

Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.

Закачали блокирующую композицию (использовали готовую товарную форму эмульгатора, приготовленного по способу RU № 2660967, МПК Е21В 43/22, C09K 8/92, опубл. 11.07.2018 г. в бюл. № 20), устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 42 м3.

Далее осуществляли закачку воды в нагнетательную скважину.

При контроле содержания диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины определили содержание диоксида углерода равное 0,431 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*Сп), нагнетательную скважину переключили под закачку диоксида углерода.

Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углерода и воды, который составил: по скважине 1 – 16,25 т/сут, по скважине 2 – 9,57 т/сут, по скважине 3 – 5,4 т/сут, по скважине 4 – 8,74 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,35 долей единиц, по скважине 2 - 0,71 долей единиц, по скважине 3 – 0,80 долей единиц, по скважине 4 - 0,62 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 16,16 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 16,2 %.

Проводили 7 циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за 7 циклов обработки составила 41,3 тыс. т, по завершении седьмого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих скважин и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.

Пример 3 (по третьему варианту).

Выполняют геофизические и гидродинамические исследования, PVT-исследования нефти на участке пласта. Выбрали участок пласта со средней проницаемостью 2,4 мкм2, с нефтенасыщенной толщиной пласта – 5,8 м, с пластовым давлением Рпл=10,8 МПа*с, давлением насыщения нефти углекислым газом РнасСО2=6,9 МПа*с, давлением насыщения нефти попутным углеводородным газом – Рнас=2,5 МПа.

Подземное оборудование и устье нагнетательной и добывающих скважин на выбранном участке пласта оснастили в кислотостойком исполнении.

Провели трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта. Определили реагирующие добывающие скважины в количестве 4-х и площадь воздействия – 70,65 тыс. м2.

Дебит нефти по скважинам участка составил: по скважине 1 – 11,84 т/сут, по скважине 2 – 2,3 т/сут, по скважине 3 – 6,76 т/сут, по скважине 4 – 5,6 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,63 долей единиц, по скважине 2 – 0,90 долей единиц, по скважине 3 – 0,74 долей единиц, по скважине 4 – 0,80 долей единиц.

Рассчитали поровый объем выбранного участка пласта равный 90,1 тыс. м3.

Произвели закачку диоксида углерода в объеме 44,2 тыс. м3, которая составляет 0,49 доли от порового объема выбранного участка пласта.

Контролировали диоксид углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах.

Определили предельное значение концентрации диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах: на скважине 1 - Сп = 0,961 доли единицы (96,1 мас. %), на скважине 2 - Сп = 0,980 доли единицы (98,0 мас. %), на скважине 3 - Сп = 0,966 доли единицы (96,4 мас. %), на скважине 4 - Сп = 0,970 доли единицы (97,0 мас. %), при этом G=0,246 доли единицы (24,6 мас. %), С=0,937 доли единицы (93,7 мас. %), Rн=0,3 доли единицы (30 мас. %) и Rв=0,05 доли единицы (5 мас. %).

Определили на одной (первой) реагирующей добывающей скважине содержание диоксида углерода равное 0,865 доли единицы в составе попутного газа (достигли условия 0,9*Сп).

Остановили закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину.

Закачали блокирующую композицию (использовали высокопрочную гелевую систему на полимерной основе RU № 2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. № 59), устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 81,2 м3.

Далее осуществляли закачку воды в нагнетательную скважину.

Контролировали содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины.

Определили содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в количестве 0,432 доли единицы (выполняется условие меньше 0,5*Сп), нагнетательные скважины переключили под закачку диоксида углерода.

Определи дебит нефти по скважинам участка после пяти циклов закачки диоксида углерода и воды, который составил: по скважине 1 – 18,88 т/сут, по скважине 2 – 6,67 т/сут, по скважине 3 – 15,60 т/сут, по скважине 4 – 11,48 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин, соответственно, по скважине 1 – 0,41 долей единиц, по скважине 2 – 0,71 долей единиц, по скважине 3 – 0,40 долей единиц, по скважине 4 – 0,59 долей единиц. Прирост нефти по участку составил 26,13 т/сут, обводненность реагирующих добывающих скважин снизилась в среднем на 27 %.

Проводили 8 циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательные скважины. Накопленная дополнительная добыча нефти по участку воздействия за 8 циклов обработки составила 76,3 тыс. т, по завершении восьмого цикла дальнейшее проведение работ на нагнетательной скважине прекратили в связи с ростом обводненности реагирующих добывающих и дальнейшей нерентабельной разработкой объекта.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта решает техническую задачу повышения эффективности и надежности за счет увеличения охвата пласта воздействием и повышения коэффициента нефтеизвлечения нефтяного пласта вследствие внедрения дополнительного контроля за воздействием диоксида углерода и непрерывной работы добывающих скважин в процессе реализации способа.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий чередующуюся закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержания диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3⋅РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода, равном 0,9⋅Сп, в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 1 до 0,7500 долей от 0,9⋅Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержании диоксида углерода меньше 0,5⋅Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности, установленным для конкретного эксплуатационного объекта.

2. Способ разработки нефтяного пласта, включающий чередующуюся закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержания диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3⋅РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода, равном 0,9⋅Сп, в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,7499 до 0,500 долей от 0,9⋅Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 5-8 м3 на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержания диоксида углерода меньше 0,5⋅Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности, установленным для конкретного эксплуатационного объекта.

3. Способ разработки нефтяного пласта, включающий чередующуюся закачку диоксида углерода и воды через нагнетательные скважины в пласт, контроль содержания диоксида углерода в составе попутного газа на добывающих скважинах, определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа из добывающих скважин, отличающийся тем, что предварительно определяют пористость, толщину пласта, текущее пластовое давление – Рпл, давление насыщения нефти углекислым газом – РнасСО2, выбирают участок пласта с разбросом проницаемости от 0,1 до 2,5 мкм2, текущим пластовым давлением Рпл > 1,3⋅РнасСО2, проводят трассерные исследования на нагнетательной скважине выбранного участка пласта, определяют реагирующие добывающие скважины и площадь воздействия по распространению трассера в пласте, рассчитывают объем пор выбранного участка пласта, зависимый от пористости, толщины пласта и площади воздействия, производят закачку диоксида углерода в объеме от 0,1 до 0,5 долей порового объема выбранного участка пласта, осуществляют контроль диоксида углерода в составе попутного газа на реагирующих добывающих скважинах, производят определение предельного значения концентрации диоксида углерода в составе попутного газа – Сп на реагирующих добывающих скважинах, при содержании диоксида углерода, равном 0,9⋅Сп, в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине, а также при содержании диоксида углерода от 0,4999 до 0,0001 долей от 0,9⋅Сп в остальных реагирующих добывающих скважинах останавливают закачку диоксида углерода в нагнетательную скважину, перед закачкой воды в нагнетательную скважину закачивают блокирующую композицию, устойчивую к воздействию кислой среды с рН менее 5, в объеме 8-15 м3 на 1 м толщины пласта, далее переключают нагнетательную скважину на закачку воды, контролируют содержание диоксида углерода в составе попутного газа реагирующих добывающих скважин в процессе закачки воды в нагнетательную скважину, при содержании диоксида углерода меньше 0,5⋅Сп в составе попутного газа как минимум в одной реагирующей добывающей скважине нагнетательную скважину переключают под закачку диоксида углерода, количество циклов закачки диоксида углерода и воды в нагнетательную скважину определяют уровнем рентабельности, установленным для конкретного эксплуатационного объекта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом. Установка для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины включает рабочую емкость с поплавком, выполненным с возможностью взаимодействия с датчиками максимального и минимального уровня, подводящей газовой линией, сообщенной с затрубным пространством скважины, и отводящей газовой линией, соединенной с выкидным коллектором скважины.

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти и природного газа с беспроводным управлением. Скважинное дроссельное устройство на основе беспроводного управления содержит впускной патрубок, дроссельный узел, содержащий верхнюю, среднюю и нижнюю переходные втулки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН). Техническим результатом является снижение пульсации давления штанговых установок и повышение надежности выкидной линии и увеличение ее суммарного рабочего ресурса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при эксплуатации скважин, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН). Техническим результатом является снижение пульсации давления штанговых установок и повышение надежности выкидной линии и увеличение ее суммарного рабочего ресурса.

Изобретение относится к способу регулирования энергопотребления нефтедобывающего скважинного оборудования. При осуществлении способа определяют оптимальное пороговое значение удельного потребления электроэнергии после выхода скважины на установившийся режим работы на основании параметров работы скважинного оборудования.

Изобретение относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к устройствам для ремонта и обслуживания нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в том числе в скважинах с низким пластовым давлением. Клапан уравнительный многоразового действия содержит корпус с перепускными отверстиями, расположенный в корпусе с возможностью осевого перемещения шток с центральным каналом, пружину, фиксирующую шток в крайнем положении.

Изобретение относится к области нефтедобывающей отрасли и может быть использовано для перепуска газа из затрубного пространства скважины, эксплуатируемой погружной установкой электроцентробежного насоса, в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы погружной установки электроцентробежного насоса посредством повышения ее коэффициента полезного действия.

Изобретение относится к способу сооружения гидрогеологических скважин посредством шнекового бурения. Указанный способ заключается в использовании шнекового снаряда, в качестве которого выполняют буровое долото, по внешней образующей корпуса которого располагаются твердосплавные резцы и реборды шнека, буровое долото оснащают открывающейся герметизирующей крышкой, которую крепят пальцем-фиксатором на его торце с помощью проушины на оси с резиновым уплотнителем.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к регулированному отбору продукции скважин и затрубного газа. Для осуществления способа добычи и транспортировки продукции скважин и газа прокачивают продукцию скважин по напорному трубопроводу через эжекторное устройство.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения газовых, нефтяных и газоконденсатных скважин. Жидкость для глушения содержит в качестве углеводородной основы 20-40 мас.% дизельного топлива и 25-47 мас.% барита с размером частиц 02-90 мкм в качестве утяжелителя.

Изобретение относится к способу определения компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения. Способ определения оптимальной компенсации отбора продукции на участке разработки нефтяного месторождения включает выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины, изменение объемов закачки вытесняющего агента в процессе разработки. Замеряют давление нагнетания вытесняющего агента, строят модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента. Анализируют динамику изменения значений давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы/простоя нагнетательной скважины. Накладывают на модельную кривую изменения давления нагнетания вытесняющего агента от времени работы/простоя нагнетательной скважины линию тренда и строят горизонтальную прямую по максимальному значению давления на кривой падения давления. Выявляют тенденцию изменения линии тренда модельной кривой изменения давления нагнетания от горизонтальной прямой и изменяют объем закачки вытесняющего агента в нагнетательную скважину. Технический результат заключается в повышении эффективности, надежности работы системы поддержания пластового давления, в предотвращении снижения пластового давления без остановки реагирующего фонда добывающих скважин. 4 ил.
Наверх