Способ разработки нефтяной залежи

Номер патента: 930976

Авторы: Гуров, Обрезков, Рузин, Табаков, Тюнькин, Чупров

Формула

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью снижения удельного расхода теплоносителя и увеличения темпов отбора нефти при шахтной разработке нефтяной залежи сложенной трещиноватым коллектором, снижение количества вводимого тепла осуществляют по экспоненциальной зависимости, при этом величину снижаемого количества определяют по следующей формуле:
q= ( 2)- ( 1) + ,
где , окp - теплопроводность пласта и окружающих пород соответственно, ккал/м ч. град;
R - половина расстояния между трещинами, м;
C - теплоемкость окружающих пород, ккал/м3. град;
h - мощность продуктивного пласта, м;
( 1) - средняя температура пласта в момент 1 , условно принятое за начальную точку отсчетов;
( 2) - средняя температура пласта в момент 2.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла, вводимого в пласт путем перевода части нагнетательных скважин в добывающие.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла вводимого в нефтеносный пласт путем ограничения количества закачиваемого теплоносителя.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что снижают количество тепла вводимого в нефтеносный пласт путем снижения теплосодержания закачиваемого теплоносителя.

Описание

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений шахтным способом с использованием тепла, в частности к способам разработки трещиноватых пластов, содержащих высоковязкую нефть.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий прогрев пласта через трещины закачкой теплоносителя и последующее вытеснение нефти водой при извлечении нефти посредством добывающих скважин, в котором в начальной стадии процесса прогрева пласта выявляют трещиноватые зоны, а затем переносят фронт нагнетания теплоносителя в скважины, имеющие минимальную связь с трещинами.
Недостатком известного способа является большой расход теплоносителя и низкий темп отбора нефти.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины.
Недостатком известного способа является большой удельный расход теплоносителя и низкий темп отбора нефти при шахтной разработке залежи сложенной трещиноватым коллектором.
Целью изобретения является снижение удельного расхода теплоносителя и увеличения темпов отбора нефти при шахтной разработке нефтяной залежи сложенной трещиноватым коллектором.
Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем ввод тепла в нефтеносный пласт путем закачки теплоносителя через нагнетательные скважины с периодическим снижением количества вводимого тепла и отбор нефти из нефтеносного пласта через добывающие скважины, снижение количества вводимого тепла осуществляют по экспоненциальной зависимости, при этом величину снижаемого количества определяют по следующей формуле:
q= ( 2)- ( 1) + где , окр - теплопроводность пласта и окружающих пород соответственно, ккал/(м ч град);
R - половина расстояния между трещинами, м;
С - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м3 град);
h - мощность продуктивного пласта, м;
( 1) - средняя температура пласта в момент времени 1, условно принятое за начальную точку отсчета;
( 2) - средняя температура пласта в момент времени 2.
При этом снижают количество тепла, вводимого в пласт путем перевода части нагнетательных скважин в добывающие или путем ограничения количества закачиваемого теплоносителя или путем снижения теплосодержания закачиваемого теплоносителя.
На чертеже приведена динамика оптимального количества тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени.
Известно, что в пространственном распределении естественной трещиноватости горных пород имеются определенные закономерности.
Так при разработке и изучении многих нефтяных месторождений установлено, что почти всегда существует преобладающее направление трещин, по которым происходит фильтрация закачиваемого в пласт агента. Например, на Ягерском месторождении (Коми АССР) преобладают трещины северо-западного направления. Эти трещины расположены почти параллельно друг другу через 20-25 м в среднем.
Расчеты и промысловые исследования показывают, что при закачке теплоносителя через плотную сетку разнонаправленных скважин, обычно применяемую по шахтной разработке нефтяных месторождений, теплоноситель быстро прорывается по трещинам, в результате чего в них устанавливается практически постоянная температура, близкая к температуре теплоносителя.
При прогреве пласта через систему параллельных трещин нефтесодержащие блоки можно рассматривать как бесконечные пластины, на поверхностях которых поддерживается постоянная температура, близкая к температуре теплоносителя.
Ниже дается вывод уточненной математической зависимости.
Скорость нагревания пласта может быть рассчитана по следующей формуле:
= 2e = для Fo > 0,1 (основной период разработки) [1] где = ; F0= - критерий Фурье
tc - температура теплоносителя, оС;
to - начальная температура пласта, оС;
( 1) - средняя температура пласта для времени 1, оС;
- коэффициент температуропроводности, м2/ч;
R - половина расстояния между трещинами, м.
Темп расхода тепла на 1 м3 пласта пропорционален скорости его нагревания и определяется по следующей зависимости:
q= [2] где - теплопроводность пласта, ккал/(м ч град). После подстановки [1] в [2] получим
q= [tc- ( )] [3] Из формулы [3] видно, что расход тепла на прогрев трещиноватого пласта с увеличением его средней температуры, т. е. по мере прогрева пласта, должен снижаться. Величина снижения расхода тепла при 1 = 2по сравнения с = 1равна:
q= [ ( 2)- ( 1)] [4] где ( 1) и ( 2) - средняя температура пласта в моменты времени 1 и 2 соответственно.
Потери тепла в окружающие породы, приходящиеся на 1 м3продуктивного пласта, могут быть рассчитаны по следующей формуле
qп= [5] где окр. - теплопроводность окружающих пород, ккал/(м ч град).
h - мощность пласта, м;
С - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м3 град). Отсюда величина снижения текущих потерь тепла за период - равна
qп= [6]
Общая величина снижения количества вводимого в пласт тепла в момент времени 2 равна сумме выражений [4] и [5]
qобщ= q+ qп= [ ( 2)- ( 1)] + + [7]
Если закачка теплоносителя в пласт ведется непрерывно, то можно было бы заранее рассчитать динамику снижения количества вводимого в пласт тепла. Однако, учитывая, что закачка теплоносителя, особенно в условиях трещиноватого пласта, ведется циклически, необходимо корректировать величину снижения расхода тепла по фактически замеренной средней температуре пласта ( ).
Таким образом, значения средней температуры пласта в момент времени 1, принимаемый за начальную точку отсчета, и в следующий период времени 2 подставляют в формулу [7] и определяют величину снижения количества вводимого в трещиноватый пласт теплоносителя в момент времени 2.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.
Сооружают горные выработки в нефтеносном пласте. В процессе их проходки визуально изучают тектоническое строение нефтеносного пласта, определяютпреобладающее направление трещин и среднее расстояние между ними, изучают теплофизические параметры пласта и окружающих пород: температуропроводность, теплопроводность, начальную температуру.
Затем бурят горизонтальные и наклонные скважины из упомянутых горных выработок. Часть скважин используют как нагнетательные для закачки теплоносителя в пласт, остальные используют как добывающие для отбора жидкости из пласта.
Путем пробных закачек теплоносителя определяют среднюю приемистость одной нагнетательной скважины.
Затем с помощью формулы
q= + [8] где = при Fo < 0,1;
= 2e при Fo > 0,1
F0=
- температуропроводность пласта, м2/ч;
- время, ч;
R - половина расстояния между трещинами, м;
- теплопроводность пласта, ккал/(м ч град);
tc - средняя температура в трещинах, град;
to - начальная температура пласта, град;
п - теплопроводность окружающих пород, ккал/(м ч град);
Cv - теплоемкость окружающих пород, ккал/(м3 град; )
h - мощность продуктивного пласта, м;
- средняя температура пласта, град;
( )= tc-(tc-t0) (1-2 при Fo < 0,1;
( )= tc-(tc-t0) e при Fo > 0,1, рассчитывают по первоначально измеренной средней температуре пласта, используя вышеуказанные полученные исходные данные, оптимальное количество тепла, которое необходимо вводить в нефтеносный пласт в единицу времени. Исходя из найденного значения оптимального количества тепла, определяют необходимое количество нагнетательных скважин, которые должны находиться под закачкой теплоносителя в начальный период времени.
По мере прогрева пласта снова определяют его среднюю температуру по формуле [8] , рассчитывают оптимальное количество тепла, которое необходимо вводить в пласт в единицу времени. При этом все другие исходные данные для расчета остаются первоначальными, так как по мере прогрева пласта они практически не изменяются. Необходимое количество нагнетательных скважин для ввода тепла в пласт снова определяют по рассчитанному требующемуся количеству тепла.
При вводе тепла в нефтеносный пласт измерение его средней температуры и последующий расчет оптимального количества тепла по формуле [8] осуществляют периодически, примерно один раз в три месяца.
При этом, так как зависимость расчетного количества тепла в формуле 1 [8] представляет собой экспоненту, то после каждого измерения средней температуры пласта расчетное количество тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени, будет ниже предыдущего значения, т. е. количество вводимого тепла постепенно снижают, рассчитывая снижаемое количество согласно формуле [7] .
По мере прогрева пласта количество нагнетательных скважин, находящихся под закачкой теплоносителя, уменьшают так, чтобы темп ввода тепла в пласт в данный момент времени соответствовал расчетному значению. Для этого прекращают закачку теплоносителя в отдельные нагнетательные скважины и переводят их в добывающие.
В процессе закачки теплоносителя в нефтеносный пласт из всех скважин, не находящихся под закачкой, осуществляют добычу нефти.
В случае необходимости снижения давления закачки теплоносителя в нефтеносный пласт по техническим требованиям количество вводимого тепла в единицу времени снижают путем ограничения количества закачиваемого в скважины теплоносителя.
В случае, например, необходимости повышения эффекта гидродинамического вытеснения нефти из пласта количество вводимого тепла в единицу времени снижают путем снижения теплосодержания теплоносителя, для чего используют в качестве теплоносителя попутно добываемую из пласта горячую воду.
Рекомендуемый способ может быть применен, например, при разработке Ярегского месторождения. Для условий Ярегского месторождения могут быть приняты следующие значения параметров, входящих в расчетную формулу: = окр = 2 ккал/(м ч x x град),
R = 10 м, С = 800 ккал/(м3 град), h = 20 м, tc = 100оС.
t( o) = to = 10оС. При этих параметрах начальный темп закачки теплоносителя qнач. = 4,44 ккал/(м3 ч), что соответствует 2,14 107 ккал на 1 га пласта в сутки. При теплосодержании 1 т пара 500000 ккал - qнач 43 т пара. Учитывая приемистость одной скважины, определяем необходимое количество нагнетательных скважин, которое должно находится под закачкой пара на 1 га площади. Для нашего случая оно равно 9.
В дальнейшем количество тепла, которое необходимо вводить в пласт, и требуемое количество нагнетательных скважин периодически корректируют.
Учитывая скорость прогрева пласта, периодичность корректировки темпа закачки пара с учетом опыта разработки Ярегского месторождения целесообразно принять равной 3 месяца.
Спустя 3 месяца после начала закачки пара проводят термометрию по скважинам и определяют среднюю температуру пласта. В нашем примере средняя температура пласта получилась равной 21оС. При t( ) = 21оС значение q, определенное по той же расчетной зависимости, составляет 4,1 ккал/(м3 ч), что соответствует закачке в объеме 40 т на 1 га пласта в сутки. На основании проведенного расчета снижают количество вводимого на 1 га пласта пара с 43 до 40 т. Соответственно уменьшают количество нагнетательных скважин, приходящихся на 1 га площади, с 9 до 8. При этом одну нагнетательную скважину переводят в добывающие. Через 3 месяца вновь измеряют текущую температуру пласта и рассчитывают необходимый темп закачки пара и требуемое количество нагнетательных скважин и т. д.
Расчеты показывают, что с ростом средней температуры пласта по мере его прогрева количество тепла, вводимого в нефтеносный пласт в единицу времени, постепенно снижается. Разработку ведут до экономически выгодного уровня добычи нефти.
Промышленное использование предлагаемого способа за счет оптимизации режима прогрева нефтеносного пласта позволит снизить на 30-40% удельный расход пара на одну тонну дополнительно добытой нефти.
Например, на Ярегском месторождении высоковязкой нефти Коми АССР годовой экономический эффект от использования предложенного способа за счет экономии теплоносителя может составить
Э = А П K С = 300000 3 0,35 2 = = 630000 рублей, где А - годовой уровень добычи нефти, т;
П - удельный расход пара при применяемых способах разработки, т/т;
К - коэффициент, учитывающий снижение удельного расхода пара при предлагаемом способе разработки;
С - себестоимость 1 т пара, руб. /т.
Кроме того, может быть получен значительный экономический эффект от увеличения темпов отбора нефти из пласта. (56) Авторское свидетельство СССР N 410163, кл. E 21 B 43/24, 1971.
Патент США N 3385360, кл. 166-11, опублик. 1968.

Заявка

2699581/03, 11.12.1978

Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности "ПечорНИПИнефть"

Рузин Л. М, Тюнькин Б. А, Гуров Е. И, Обрезков А. И, Табаков В. П, Чупров Г. С

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24

Метки: залежи, нефтяной, разработки

Опубликовано: 28.02.1994

Код ссылки

<a href="https://patents.su/0-930976-sposob-razrabotki-neftyanojj-zalezhi.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ разработки нефтяной залежи</a>

Похожие патенты