Способ разработки месторождения с отмыванием и добычей нефти через скважины

(51) 21 43/20 (2010.01) 21 43/22 (2010.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ растворомв зоне дренажа скважин, имеющих двойное назначение - добыча нефти из залежи вместе спо насосно-компрессорным трубам и закачкав залежь - по затрубному пространству. Способ обеспечивает полный охват нефтеносной площади месторождения отбором и максимальное воздействие закачкой,т.к. все скважины периодически переводят с добычи под закачку и наоборот. В предлагаемом способе периодически добываемую отмытую нефть, замещают , тем самым поддерживают пластовое давление на стабильном технологическом уровне. Состави время (период) солюбилизации(отмывания) определяют опытным путем - в лаборатории и при нефтепромысловых испытаниях,для каждого определнного конкретного месторождения или группы аналогичных месторождений.(73) кционерное общество Научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) Новые нефти Казахстана и их использование. Технология повышения нефтеизвлечения. Надиров Н.к., Вахитов Г.Г., Сафронов С.В. и. др. - Наука.Алма-Ата. - 1982(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ОТМЫВАНИЕМ И ДОБЫЧЕЙ НЕФТИ ЧЕРЕЗ СКВАЖИНЫ(57) Способ относится к разработке месторождений углеводородов, в частности к разработке нефтяных месторождений, нефть из которых добывают через скважины. Задачей предлагаемого способа является достижение максимально возможной степени извлечения нефти из недр - до 60-80. Поставленную задачу решают путм многократного отмывания нефти водным моющим Способ относится к разработке месторождений углеводородов, в частности, к разработке нефтяных месторождений, нефть из которых добывают через скважины. Способ можно применять на отдельных скважинах по индивидуальному проекту, как до начала промышленной разработки месторождения,так и на месторождении, находящемся в разработке. В большинстве применяемых в промышленности способах нефть из залежи в скважины вытесняют водой под пластовым давлением, которое поддерживают на заданном технологическом уровне, путм нагнетания (закачки) воды в залежь через нагнетательные скважины. В промышленно применяемых способах, используют добывающие скважины, через которые добывают нефть, и нагнетательные, через которые закачивают воду, в соотношении от 11 до 71. Например, на месторождениях Узень и Жалгизтобе это отношение 41 и 31, соответственно. Недостатком промышленно применяемых способов, является раздельное использование скважин для добычи нефти и нагнетания воды,неполный охват воздействием нефтеносной площади месторождения добывающими скважинами, а так же обводнение добывающих скважин через водонагнетательные. В предлагаемом изобретении одни и те же скважины на месторождении попеременно используют для добычи нефти и закачки воды, с добавлением в воду моющего химического реагента. Вода с добавлением моющего химического реагента-это водный моющий раствор (далее - ),который выполняет роль солюбилизации(отмывания) нефти от горной породы (коллектора нефти). Продолжительность периодов добычи нефти и закачкиопределяют в проектном документе на промышленную разработку месторождения. Время(период) солюбилизации определяют опытным путем - при лабораторных исследованиях и при нефтепромысловых испытаниях. Отмывание нефтиприменяют при очистке внутренней поверхности цистерн, резервуаров,трубопроводов, В промышленности успешно применяют для отмыванияс химическим реагентом ЦИТОМ. Известно, что 6-ыйс ЦИТОМ используют многократно - до 100 раз.(Универсальное моющее средство ЦИТОМ// Половцев С.В., Осипов Ю.Г., Керножицкая С.А. и др. - Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний 5. - М. - 2004, с.10). В предлагаемом способе используют принцип отмывания нефти в нефтяной залежи. С учтом геолого-физических характеристик, систем и стадий разработки,предлагаемый способ разрабатывают для определенного (конкретного) месторождения или для определенной группы аналогичных месторождений. Применение известных промышленных способов, например, на месторождениях Узень,Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, с добывающими и водонагнетательными скважинами, выступающими как прототип,обеспечивает достижение 2 коэффициента извлечения нефти (КИН) в пределах 0,3-0,45. (Новые нефти Казахстана и их использование. Технология повышения нефтеизвлечения.// Надиров Н.К., Вахитов Г.Г.,Сафронов СВ. и др. - Наука. - Алма-Ата. - 1982). Предлагаемый способ разработки месторождения обуславливает достижение максимально возможного КИН - 0,6 и более, за счт многократных закачекв зону дренажа каждой скважины и его отборов. При этом обеспечивается полный охват воздействием нефтеносной площади месторождения добывающими скважинами, т.е. использование всего фонда пробуренных скважин исключается обводнение добывающих скважин через водонагнетательные. Кроме того,интенсифицируется в 3-5 раз воздействие на залежь закачкой , через все пробуренные скважины месторождения стабилизируется пластовое давление. В предлагаемом способе скважины имеют двойное назначение - добычу нефти по насоснокомпрессорным трубам и закачкув залежь по затрубному пространству,в отличие от применяемых способов разработки, где скважины имеют одно назначение, либо для добычи нефти,либо для закачки воды. Задачей изобретения является достижение максимально возможного КИН. Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе,включающем, отбор нефти вместе с , по насосно-компрессорным трубам, и закачку ,через затрубное пространство,согласно изобретению, осуществляют через одну и ту же скважину, путм многократного отмывания нефтив зоне дренажа. Данный способ разрабатывают для конкретного месторождения путм аналитических, лабораторных исследований и промысловых испытаний следующим образом. Сначала проводят лабораторные исследования,включающие научные изыскания соответствующих химреагентов для приготовленияи, в случае необходимости, синтезации химреагента- определение удельного веса, вязкости,стабильности, вспенивания, при давлении и температуре,в условиях промышленного использования на нефтяном месторождении- разработка правил безопасности при работе с- определение температуры и давления нагнетанияв залежь на устье и забое скважины, в т.ч. и давления гидроразрыва пласта(объекта разработки) определение оптимального объема нагнетаемогов залежь в одном цикле- определение времени реагирования отмывания нефти- определение удельного веса, вязкости,стабильности, эмульгирования, вспенивания при давлении и температуре, при добыче через скважину, транспортировке по нефтесборному трубопроводу- подготовка нефти и газа, добытых через скважину - доведение состава и свойств до товарных кондиций подготовка кондиционного- определение критериев, ограничивающих продолжение применения технологии- разработка правил безопасности при работе с нефтяной жидкостью, добытой через скважину- выработка рекомендаций по использованию промышленно применяемых установок, агрегатов,насосов, трубопроводов, печей, смесителей и т.п.,для проведения промысловых испытаний и промышленной добыче нефти с применением новой технологии- разработка технологической схемы подготовки нефти, газа,- разработка математической модели процесса отмывания нефти от горной породы- оптимизация на математической модели технологических параметров отмывания нефти от горной породы и вытеснения ее в скважину (тип и концентрация рабочего агента, объем закачки, время выдержки отбора и т.п.)- разработка технологии применения с отмыванием для конкретного месторождения- разработка проекта нормативно-технического документа (далее - НТД) на промышленное применение технологии. Основной целью лабораторных исследований является подбор , обладающего физикохимическими свойствами эффективного отмывания нефти от горной породы и не ухудшающего фильтрационных характеристик продуктивного пласта, не влияющим негативно на технологические процессы добычи, транспортировки, подготовки,переработки добываемой нефти и на окружающую среду, а так же обладающим свойствами для многократного циклического использования(минимально 30 циклов) и температурной стойкостью. На следующем этапе разрабатывают Программу нефтепромысловых испытаний новой технологии,включающей характеристику объекта разработки для нефтепромысловых испытаний,подготовительные работы и нефтепромысловые испытания. Характеристика объекта разработки для нефтепромысловых испытаний включает краткую геолого-физическую характеристику нефтяного месторождения,системы разработки,выбор наиболее представительной пробуренной или проектной добывающей скважины для проведения нефтепромысловых испытаний, со средней геологофизической характеристикой и средними показателями технологического режима работы. Подготовительные работы включают подготовку выбранной скважины к испытаниям. Скважину оборудуют штанговым винтовым насосом с производительностью,позволяющей эксплуатировать ее с потенциальным дебитом,средствами непрерывного замера дебита нефти,попутной воды, растворенного газа, забойного устьевого давления, температуры добываемой нефти. Устье скважины обвязывают для закачкив затрубное пространство, подготавливают установку, агрегаты, коммуникации, реагенты, воду и необходимый объемдля закачки,контролируемый средствами непрерывного замера давления, температуры на устье, забое, расходапри его закачке в объект разработки. Нефтепромысловые испытания включают добычу нефти с потенциальным дебитом, в течение 25 суток, с непрерывным замером дебита нефти,попутной воды, растворенного газа, давления,температуры на устье, забое. После добычи нефти и остановки работы скважины, в объект разработки через затрубное пространство скважины, в течение 4-5 суток закачивают объем , равный объему флюида,отобранного в течение 25 суток эксплуатации, в пластовых условиях. Давление закачкиустанавливают не больше давления опрессовки эксплуатационной колонны. После простоя скважины в течение 1-2 суток на период реагирования - отмывания нефтиот горной породы, скважину вводят в эксплуатацию с потенциальным дебитом в течение 25 суток. При этом непрерывно замеряют дебит нефти, попутной воды, растворенного газа, давление, температуру на устье, забое, определяют содержание химреагента в добываемой нефти и воде. Добытую нефть и газ подготавливают, доводят до товарных кондиций, сдают потребителю. Одновременно с эксплуатацией скважины подготавливают , в объеме равном объему добытого флюида, в пластовых условиях, используя попутно добытую воду для очередной закачки в объект разработки. После окончания эксплуатации,закачивают подготовленный объемв объект разработки, через затрубное пространство скважины под давлением не больше давления опрессовки эксплуатационной колонны и вновь останавливают скважину на период реагирования - отмывания нефтиот горной породы. Дальнейшие нефтепромысловые испытания повторяют, по вышеизложенному, дважды. Добыча нефти, закачка , реагирование образуют (составляют) рабочий цикл (далее РЦ). Промысловые испытания проводят не менее чем на трех РЦ. По результатам промысловых испытаний корректируют проект нормативно-технических документов на промышленное применение технологии на конкретном месторождении. По завершению нефтепромысловых испытаний приступают к использованию новой технологии в проекте на промышленную разработку конкретного месторождения. В качестве примера использования новой технологии разработки месторождения,рассмотрим вариант разработки нефтяного 3 месторождения Жалгизтобе. Краткая характеристика месторождения. Месторождение открыли в 1976 г. на полуострове Бузачи - в Республике Казахстан, когда из скважины 142 с глубины 400 м, из неокомского горизонта А 1 получили промышленный приток нефти. Месторождение приурочено к пологой широтной антиклинали с размерами 82,5 км. Горизонт А 1 сложен чередованием пластов песчаников, аргиллитов, алевролитов. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина (7,5 м). Проницаемость песчаников изменяется от 0,5 до 2 мкм 2. Начальное пластовое давление - 5 МПа. Пластовая температура 27 С. Плотность нефти 0,94 г/см 3. Содержание парафина в нефти не более 2. Содержание смол и асфальтенов - 2830. Температура застывания нефти минус 12-45 С. Вязкость нефти в пластовых условиях - 600-1000 мПа-с. Содержание газа в пластовой нефти 19 м 3/т. Давление насыщения нефти газом - 0,38-1,25 МПа. Свойства пластовой нефти и дегазированной практически одинаковые для промышленно применяемых технологий разработки нефтяных месторождений. В попутном газе содержание метана 94-96. Сероводорода нет. Пластовая вода хлоркальциевого типа, удельного веса 1,03-1,035 г/см 3. В промышленной разработке месторождение находится с 2008 г. Для реализации принят второй вариант разработки технологической схемы. По состоянию на 01.01.2010 пробурили 50 скважин,в т.ч. 48 добывающих и 2 водонагнетательных. Фонтанных скважин - 8. Остальные скважины оборудованы винтовыми штанговыми насосами. Средний дебит одной скважины по нефти 4,6 т/сут. Обводненность добываемой нефти 62. Средняя приемистость одной водонагнетательной скважины 100 м 3/сут. Коэффициент извлечения нефти -0,009. Основные показатели реализуемого варианта разработки. 1. Расположение скважин по квадратной девятиточечной обращенной сетке, с расстоянием между скважинами 150 м. 2. Среднее пластовое давление в процессе разработки должно быть больше давления насыщения нефти газом или равно ему. 3. Поддержание пластового давления с начала разработки путем закачки горячей воды, с температурой 90 С. 4. Фонд добывающих скважин - 126. 5. Фонд водонагнетательных скважин - 37. 6. Количество добывающих скважин для бурения- 160. 7. Фонд скважин с начала разработки - 181. 8. Период разработки с 2008 по 2056 г.г. 9. КИН-0,3. 10. Проектная добыча нефти - 184000 т/год. 11. Максимальная добыча жидкости - 1121000 т/год. 12. Проектная закачка горячей воды - 1125000 м 3/год. Характеристика варианта разработки по новой технологии. 1. Расположение скважин по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 150 м. 2. Среднее пластовое давление в процессе разработки на уровне начального. 3. Поддержание пластового давления на уровне начального путем закачки , в равных объемах отбору, в пластовых условиях. 4. Фонд добывающих скважин - 179. 5. Количество добывающих скважин для бурения- 160. 6. Фонд скважин с начала разработки - 181,7. Период разработки с 2008 по 2056 г.г. 8. КИН-0,69 9. Проектная добыча нефти - 270000 т/год. 10. Максимально-постоянная добыча жидкости 360000 т/год. 11. Проектная закачка- 384000 м 3/год. Из сравнения проектных показателей,вышеприведенных вариантов разработки следует,что в варианте с новой технологией количество добывающих скважин на 42 больше, чем в реализуемом, а скважин нагнетающих больше 4,81 раза, при одном и том же количестве скважин с качала разработки (181). Более интенсивное использование скважин и более интенсивное воздействие на залежь создают условия для увеличения годовой добычи нефти в 1,5 раза, а - ИН в 2,3 раза, в варианте с новой технологией. Преимущества технологических показателей варианта с новой технологией над показателями реализуемого варианта создают условия для достижения существенных преимуществ экономических показателей. В таблице 1 приведены, для сравнения вариантов, отношения показателей варианта с новой технологией к показателям реализуемого варианта. Как видно из таблицы, все приведнные интегральные технико-экономические показатели варианта разработки с новой технологией существенно лучше показателей варианта,реализуемого на месторождении. Применение новой технологии разработки месторождения с отмыванием и добычей нефти через скважины увеличивает показатель КИН более чем в 2 раза по сравнению с КИН при разработке нефтяного месторождения с поддержанием пластового давления путм закачки горячей воды через нагнетательные скважины, что равноценно открытию нового месторождения, аналогичного месторождению Жалгизтобе. Отношение технико-экономических показателей разработки с использованием новой технологии к показателям реализуемого варианта в проекте разработки месторождения Жалгизтобе. п/п Показатели 1. Количество пробуренных скважин 2. Количество добывающих скважин 3. Количество нагнетающих скважин с к водонагнетательных скважин 4. Время разработки 5. Проектная добыча нефти 6. Максимальная добыча жидкости 7. Проектная закачкак проектной закачке горячей воды 8. КИН 9. Суммарная выручка от реализации товарной продукции 10 Средние общие затраты на одну тонну нефти 11. Удельные капитальные вложения 12. Потребность в заемных средствах 13. Налогооблагаемая балансовая прибыль 14. Налог на сверхприбыль 15. Срок окупаемости 16. Накопленная чистая прибыль 17. Суммарные выплаты государству в виде налогов ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ разработки месторождения с отмыванием и добычей нефти через скважины,включающий добычу нефти и закачку воды в залежь через скважины, по назначению добывающие и нагнетательные, соответственно, отличающийся тем, что нефть добывают с отмыванием водой, с добавлением моющего химического реагента,многократно закачивая воду в залежь по затрубному пространству попеременно с добычей нефти по насосно-компрессорным трубам, через скважины двойного назначения - добычи нефти и нагнетания воды.