RU2148159C1 - Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья - Google Patents
Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья Download PDFInfo
- Publication number
- RU2148159C1 RU2148159C1 RU99124125A RU99124125A RU2148159C1 RU 2148159 C1 RU2148159 C1 RU 2148159C1 RU 99124125 A RU99124125 A RU 99124125A RU 99124125 A RU99124125 A RU 99124125A RU 2148159 C1 RU2148159 C1 RU 2148159C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- injection
- water
- hydromineral
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при разработке совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья. Обеспечивает удешевление добычи нефти и гидроминерального сырья, уменьшение обводненности продукции и предотвращение разубоживания сырья. Сущность изобретения: закачивают воду через нагнетательные скважины и отбирают пластовые флюиды через добывающие скважины. Добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта. Закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при разработке совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья.
Известен способ разработки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, включающий одновременно-раздельный отбор посредством эксплуатационных скважин газа, нефти и воды соответственно из газовой, нефтяной и водяной зон залежи с одновременной закачкой в залежь газа и/или воды посредством нагнетательных скважин [1].
Недостатком известного способа является невозможность осуществления одновременной добычи нефти и гидроминерального сырья и закачки отработанной воды в одной скважине из-за быстрого разубоживания гидроминерального сырья, а также невозможности использования существующих на нефтяных промыслах скважин для одновременной добычи воды и нефти из-за малого диаметра их обсадных колонн (5-6'').
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разработки нефтяного пласта с водонапорным режимом и с высокопроницаемыми коллекторами в подошвенной части пласта, в котором для снижения обводненности добываемой продукции после обводнения высокопроницаемых коллекторов в подошвенной части пласта осуществляют закачку воды в пределах залежи в подошвенную часть пласта, а в законтурной области - по всему разрезу, причем пластовые флюиды отбирают через добывающие скважины, перфорированные только в кровельной части пласта [2].
Недостатком способа является значительное удорожание добычи нефти и гидроминерального сырья (пластовой воды), т.к. закачка отработанных вод в приконтурную часть месторождения при наличии активных приконтурных вод в пределах месторождения требует значительных энергетических затрат. Кроме того, чередование нагнетательных, водо- и нефтедобывающих скважин будет способствовать не только быстрому обводнению продукции нефтяных скважин, но и разубоживанию гидроминерального сырья.
В изобретении решается задача удешевления процесса добычи нефти и гидроминерального сырья, уменьшение обводненности продукции нефтедобывающих скважин и предотвращение разубоживания гидроминерального сырья.
Задача решается тем, что в способе разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, согласно изобретению, добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.
Признаками изобретения являются:
1. закачка воды через нагнетательные скважины;
2. отбор пластовых флюидов через добывающие скважины;
3. добыча гидроминерального сырья с максимальными дебитами;
4. то же из скважин, расположенных за контуром нефтеносности;
5. то же, перфорированных по всей мощности пласта;
6. закачка воды в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения;
7. использование в качестве воды отработанной воды.
1. закачка воды через нагнетательные скважины;
2. отбор пластовых флюидов через добывающие скважины;
3. добыча гидроминерального сырья с максимальными дебитами;
4. то же из скважин, расположенных за контуром нефтеносности;
5. то же, перфорированных по всей мощности пласта;
6. закачка воды в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения;
7. использование в качестве воды отработанной воды.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3 - 7 являются существенными отличительными признаками изобретения.
В результате отбора подземных вод из законтурной части происходит снижение пьезометрических уровней и водонефтяного контакта в нефтедобывающих скважинах и значительно снижается влияние законтурных вод из-за наличия в законтурной зоне скважин для добычи подземных вод. Для предотвращения разубоживания гидроминерального сырья, нагнетание отработанной воды производят в скважины, расположенные на расстоянии от эксплуатационных вододобывающих скважин, определяемом по формуле
L = (Q•t/π•m•n•η)1/2, (1)
где L - расстояние между эксплуатационными вододобывающими и нагнетательными скважинами, м;
Q - дебит вододобывающей скважины, м3/сут;
t - расчетный срок эксплуатации водозабора, сут;
m - мощность (толщина) водоприемных пород, м;
n - пористость, доли ед.;
η - коэффициент охвата, доли. ед.
L = (Q•t/π•m•n•η)1/2, (1)
где L - расстояние между эксплуатационными вододобывающими и нагнетательными скважинами, м;
Q - дебит вододобывающей скважины, м3/сут;
t - расчетный срок эксплуатации водозабора, сут;
m - мощность (толщина) водоприемных пород, м;
n - пористость, доли ед.;
η - коэффициент охвата, доли. ед.
Добычу гидроминерального сырья осуществляют с максимальными дебитами. Однако максимальные дебиты вододобывающих скважин не должны вызывать понижение уровня и, соответственно, давления в эксплуатационных нефтедобывающих скважинах ниже давления насыщения нефти газом. Величину понижения уровня определяют по формуле, приведенной в работе [3]:
S = (0,183 Q/km)lg a t/r2,
где S - понижение уровня, м;
Q - дебит эксплуатационной вододобывающей скважины, м3/сут;
k - коэффициент фильтрации породы, м/сут;
m - мощность (толщина) пласта, м;
a - коэффициент пьезопроводности, м2/сут;
t - время работы эксплуатационной вододобывающей скважины, сут;
r - расстояние до точки, в которой определяют понижение уровня, по неравенству - R>r>rскв,
где rскв - радиус скважины, м;
R - радиус влияния скважины, равный R = 1,5 (a t)1/2, м;
На разрабатываемых нефтяных месторождениях пьезометрическая поверхность имеет минимальные значения напоров в центре нефтяного месторождения, увеличиваясь к периферийным частям, и достигает максимума в законтурной области. При расположении вододобывающих скважин в приконтурной зоне откачка воды гидродинамически выгодна, т. к. уровень подземных вод намного выше, чем в центре месторождения, что значительно снижает энергетические затраты на добычу воды. Расположение нагнетательных скважин в центре нефтяной залежи также гидродинамически оправдано, т.к. уровень подземных вод здесь низкий, а следовательно, и давление нагнетания будет минимальным. В этом заключается отличие предлагаемого способа от известных способов разработки.
S = (0,183 Q/km)lg a t/r2,
где S - понижение уровня, м;
Q - дебит эксплуатационной вододобывающей скважины, м3/сут;
k - коэффициент фильтрации породы, м/сут;
m - мощность (толщина) пласта, м;
a - коэффициент пьезопроводности, м2/сут;
t - время работы эксплуатационной вододобывающей скважины, сут;
r - расстояние до точки, в которой определяют понижение уровня, по неравенству - R>r>rскв,
где rскв - радиус скважины, м;
R - радиус влияния скважины, равный R = 1,5 (a t)1/2, м;
На разрабатываемых нефтяных месторождениях пьезометрическая поверхность имеет минимальные значения напоров в центре нефтяного месторождения, увеличиваясь к периферийным частям, и достигает максимума в законтурной области. При расположении вододобывающих скважин в приконтурной зоне откачка воды гидродинамически выгодна, т. к. уровень подземных вод намного выше, чем в центре месторождения, что значительно снижает энергетические затраты на добычу воды. Расположение нагнетательных скважин в центре нефтяной залежи также гидродинамически оправдано, т.к. уровень подземных вод здесь низкий, а следовательно, и давление нагнетания будет минимальным. В этом заключается отличие предлагаемого способа от известных способов разработки.
На чертеже показана общая схема, по которой реализуется предлагаемый способ. На разрабатываемом нефтяном месторождении с активными законтурными водами производят подсчет запасов на наличие вод в необходимом количестве и целесообразность эксплуатации месторождения. Начинают добычу гидроминерального сырья с кондиционным содержанием полезных компонентов, например, йода и/или брома, на базе которых может быть создано промышленное производство. В законтурной зоне месторождения из числа обводнившихся скважин 1 производят добычу подземных вод, используемых в качестве гидроминерального сырья, по всей мощности горизонта эксплуатационными скважинами, перфорированными на всю толщину пласта. В центральной части месторождения выбирают необходимое количество водонагнетательных скважин 2 под закачку отработанного гидроминерального сырья в нефтеносный интервал. Остальные скважины 3 используют в качестве нефтедобывающих. В результате работы такого водозабора происходит деформация пьезометрической поверхности от начального положения 4 до текущего 5, причем текущая пьезометрическая поверхность 5 снижается, а вместе с ней снижается первоначальный водонефтяной контакт от начального положения 6 до положения текущего водонефтяного контакта 7. По мере истощения запасов нефти нефтедобывающие скважины 3 последовательно могут обводняться со стороны контура пластовой водой, а со стороны закачки - отработанной. Способ может быть использован как по всему месторождению, так и на отдельных участках.
Пример конкретного выполнения
Нефтегазовую залежь разрабатывают в течение 30 лет и разбуривают сетью скважин (около 500 ед.). В законтурной зоне часть скважин обводнена. В пределах контура часть скважин находится в обводнении на пределе рентабильности. Технико-экономическими расчетами доказана рентабельность добычи 40 тыс. м3/сут подземных вод, используемых в качестве гидроминерального сырья, с дебитом одной скважины 500 м3/сут и закачки отработанной воды с расходом 1000 м3/сут.
Нефтегазовую залежь разрабатывают в течение 30 лет и разбуривают сетью скважин (около 500 ед.). В законтурной зоне часть скважин обводнена. В пределах контура часть скважин находится в обводнении на пределе рентабильности. Технико-экономическими расчетами доказана рентабельность добычи 40 тыс. м3/сут подземных вод, используемых в качестве гидроминерального сырья, с дебитом одной скважины 500 м3/сут и закачки отработанной воды с расходом 1000 м3/сут.
Проведенный анализ движения подземных вод показал незначительную скорость латерального движения - 10 см в год, которое в расчетах не учитывают.
Добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта.
Расстояние нагнетательных от эксплуатационных вододобывающих скважин определяют по формуле (1).
Исходные данные для расчета:
Q = 1000 м3/сут;
t = 10000 сут;
m = 10 м;
n=0,2;
η = 0,5.
Q = 1000 м3/сут;
t = 10000 сут;
m = 10 м;
n=0,2;
η = 0,5.
Находят расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами L = (1000•10000/3,14•10•0,2•0,5)1/2 = 1800 м.
Месторождение разбурено сеткой 300 x 300 м, т.е. в промежутке между нагнетательными и эксплуатационными водяными скважинами будет находиться 6 нефтедобывающих скважин.
Действие откачки будет распространяться во все стороны пласта, а ее радиус будет равняться R = 1,5 (a t)1/2.
Определяют радиус влияния откачки за определенные промежутки времени. На месторождении коэффициент пьезопроводности равен 1•105 м2/сут.
t, сут 300 3500 7000 10000
R,м 8200 28000 39000 47000
Таким образом, уже через год влияние закачки будет сказываться на все нефтедобывающие скважины.
R,м 8200 28000 39000 47000
Таким образом, уже через год влияние закачки будет сказываться на все нефтедобывающие скважины.
Определяют понижение уровня и степень влияния откачки на каждую из нефтедобывающих скважин через определенные промежутки времени по формуле (2).
Q = 500 м3/сут; K = 0,5 м/сут; a = 1•105 м2/сут.
S = (0,183•500/0,5•10)lg 2,25•105•300/ (3•103)2 = 16,01 м.
Результаты расчета понижения уровня в метрах приведены в таблицы.
При эксплуатации вододобывающих скважин в течение первого и последнего года (t = 300 и 10000 суток) понижение уровня составит S = 24 и 52 м соответственно (последняя графа таблицы). Закачку воды после извлечения из нее минерального сырья осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.
Данное предложение позволяет использовать существующий фонд скважин для одновременной добычи гидроминерального сырья и нефти. Предложенная система расположения нагнетательных и вододобывающих скважин позволяет уменьшить энергетические затраты на добычу гидроминерального сырья и закачку отработанной воды. Кроме того, происходит уменьшение влияния законтурных и подошвенных вод на нефтедобывающие скважины, что приводит к уменьшению обводненности нефти.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Авторское свидетельство СССР N 822595.
1. Авторское свидетельство СССР N 822595.
2. Авторское свидетельство СССР N 1332918.
3. Б.В.Боревский, Б.Г.Самсонов, Л.С.Язвин. "Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки", М., "Недра", 1973, с 33.
Claims (1)
- Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный интервал того же горизонта через нагнетательные или обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124125A RU2148159C1 (ru) | 1999-11-22 | 1999-11-22 | Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99124125A RU2148159C1 (ru) | 1999-11-22 | 1999-11-22 | Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2148159C1 true RU2148159C1 (ru) | 2000-04-27 |
Family
ID=20227036
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99124125A RU2148159C1 (ru) | 1999-11-22 | 1999-11-22 | Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2148159C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523318C1 (ru) * | 2013-03-01 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения |
-
1999
- 1999-11-22 RU RU99124125A patent/RU2148159C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Боревский Б.В. и др. Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки. - М.: Недра, 1973, с.33. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523318C1 (ru) * | 2013-03-01 | 2014-07-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387812C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| RU2148159C1 (ru) | Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья | |
| RU2580562C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2213853C2 (ru) | Способ разработки массивной нефтяной залежи | |
| RU2247828C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2200231C2 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| RU2731243C2 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением раздельной закачки воды и газа | |
| RU2298087C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти, осложненных эрозионным визейским врезом | |
| RU2001123503A (ru) | Способ разработки массивной нефтяной залежи | |
| RU2065938C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Nativ et al. | Management of a multilayered Coastal aquifer—An Israeli case study | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2191255C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2149984C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой | |
| RU2189438C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2105870C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2151860C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой | |
| RU2299979C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
| RU2190092C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| RU2209952C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2490443C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины | |
| RU2680089C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами | |
| RU2145665C1 (ru) | Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах | |
| RU2138625C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081123 |