Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи. Водогазовая добыча нефти


Водогазовое воздействие - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Водогазовое воздействие

Cтраница 1

Процесс водогазового воздействия на пласт в большинстве случаев описывается в рамках трехфазной многокомпонентной фильтрации. Лишь в некоторых исследовательских задачах вытеснения нефти диоксидом углерода и водой в определенном диапазоне давлений и температур может возникнуть необходимость учета возможности появления четвертой фазы. В рамках модели Маскета - Мереса предполагается, что три фазы ( нефтяная, газовая и водная) состоят из трех компонентов: воды, нелетучей нефти, присутствующих только в своих фазах, газа, который растворим в нефтяной, газовой, а в некоторых вариантах и в водной, фазах. При фиксированной температуре такая термодинамическая система имеет одну степень свободы, и составы фаз однозначно определяются давлением независимо от состава смеси.  [1]

Процесс водогазового воздействия на Самотлорском месторождении был реализован в период 1984 - 1991 гг. при научно-техническом участии Институтов СибНИИНП и НижневартовскНИПИнефть.  [2]

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или в отдельные нагнетательные скважины.  [3]

Эффективное применение водогазового воздействия позволяет увеличить нефтеотдачу на 7 - 18 % по сравнению с обычным заводнением.  [4]

Физическая сущность водогазового воздействия заключается в том, что газ превалирующе движется по более проницаемым толщинам ( зонам), в которых снижается проницаемость по воде.  [5]

Газовое заводнение и водогазовое воздействие защищены разными патентами.  [6]

Для массового внедрения технологий водогазового воздействия и использования современных технических средств в Республике Коми на Верхне-Возейском месторождении совместно с канадской фирмой Галф-Канада и английской Бритишгаз создано СП Комиарктикойл. Не лишены основания мнения специалистов, что водогазовые методы повышения нефтеотдачи могут найти в определенных геолого-физических условиях достаточно широкое распространение в России, в том числе на месторождениях Татарстана и Башкортостана.  [7]

При разработке нефтяных месторождений путем водогазового воздействия возникают те же проблемы моделирования, что и при разработке нефтегазовых месторождений.  [9]

Основным условием достижения высокой эффективности водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи для одновременного прорыва газа и воды в добывающие скважины.  [10]

Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового воздействия на пласты требует значительного увеличения числа нагнетательных скважин для обеспечения необходимых объемов нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, повышенных давлений нагнетания и сложного устьевого оборудования для нагнетательных скважин.  [11]

Применяют также и модификацию этого метода - водогазовое воздействие, когда поочередно закачивают оторочки газа и воды, имея в виду благоприятное изменение фазовой проницаемости для нефти. Этот метод обладает большими недостатками, один из которых связан с резким снижением приемистости нагнетательных скважин вследствие снижения фазовых проницаемостей для воды или газа в призабойной зоне. Отрицательный эффект связан также с гравитационным разделением фаз в пласте.  [12]

Основное требование к агенту, регулирующему процессы газового и водогазового воздействия на пласт, - снижение подвижности газа в более проницаемых участках пласта, а также при большой газонасыщенности пористой среды. Двухфазные пены удовлетворяют этим требованиям: присутствие пены в пористой среде снижает газопроницаемость среды на два-три порядка.  [13]

При применении газовых методов повышения нефтеотдачи пластов ( водогазовое воздействие, закачка двуокиси углерода, сухого газа) описанные процессы приобретают еще большее значение.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Территория Нефтегаз | Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты Часть 2. Исследование довытеснения модели нефти водогазовыми смесями после заводнения

На большей части нефтяных месторождений России разработка осуществляется при поддержании пластового давления путем закачки в продуктивный пласт воды. Известно, что коэффициент вытеснения для водогазовой смеси выше, чем для воды. Поэтому большой интерес представляет возможность увеличения нефтеотдачи пластов, ранее разрабатываемых заводнением, при использовании для довытеснения нефти водогазовой смеси. Закачка водогазовой смеси начинается от значения нефтенасыщенности, соответствующей конечной нефтенасыщенности после заводнения.

Авторы:

Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий В.С., Деньгаев А.В., Ламбин Д.Н., (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

Методика проведения экспериментов следующая. На установке, краткое описание которой представлено в первой части данной статьи /1/, проводится полное вытеснение керосина водой до прекращения выхода керосина из модели пласта. После этого в модель закачивается водогазовая смесь. При этом важно, чтобы значение газосодержания вытесняющей водогазовой смеси принадлежало к оптимальной области газосодержаний, границы которой были обозначены в /1/. Эта часть эксперимента проводится аналогично исследованиям по определению коэффициента вытеснения при закачке водогазовой смеси. Вытеснение керосина водогазовой смесью проводится до полного прекращения выхода керосина из модели. Прирост коэффициента вытеснения определяется как разность между суммарным коэффициентом вытеснения, полученом после заводнения и закачки водогазовой смеси, и коэффициентом вытеснения, полученого при одном заводнении.

Image_002.jpg

Так как в водогазовой смеси, используемой для вытеснения, имеется пенообразующее ПАВ, необходимо учесть влияние ПАВ на коэффициент вытеснения. Были проведены следующие эксперименты:

1. Вытеснение керосина технической водой и довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».

2. Вытеснение керосина смесью «вода+ПАВ», затем довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».

Сравнение результатов двух этих экспериментов позволяет исключить влияние добавки ПАВ на коэффициент вытеснения и определить эффект от применения водогазового воздействия. Проницаемость моделей по воде составляла 0,29–0,3 мкм2, пористость — 34 %.

Динамика вытеснения керосина водой и смесью воды и ПАВ, а также динамика последующего довытеснения керосина водогазовой смесью приведены на рис. 1. Довытеснение проводилось при газосодержаниях смеси, принадлежащих к оптимальной области газосодержаний. Эксперименты проводились при низких давлениях. Приведенные зависимости показывают, что вытеснение нефти мелкодисперсной водогазовой смесью эффективно как метод увеличения нефтеотдачи пластов не только с начала разработки, но и после того, как завершена разработка при заводнении. Однако достигаемый в последнем случае эффект будет ниже. Прирост коэффициента вытеснения при осуществлении водогазового воздействия после заводнения с использованием воды (без ПАВ) составляет 10,7 %, после вытеснения модели нефти смесью воды и ПАВ прирост равен 9 %.

Image_004.jpg

Исследование водогазового воздействия при добавлении в смесь разных пенообразующих ПАВ

Во всех описанных выше исследованиях для стабилизации полученной водогазовой смеси использовался Нефтенол-МЛ. В дальнейшем была проведена оценка эффективности использования других ПАВ для водогазового воздействия на пласт.

По результатам выполненных ранее исследований для проверки были выбраны Сульфонол-П, Emulbreake-316 и Emulbreake-410. Сульфонол-П имеет низкую стоимость и давно известен на промыслах, ПАВ серии Emulbreake показали хорошие пенообразующие свойства как в водном растворе, так и при контакте с керосином. С этими ПАВ были проведены исследования вытеснения нефти водогазовой смесью и водным раствором ПАВ (для исключения влияния на процесс вытеснения свойств самих ПАВ). Все эксперименты проводились при газосодержаниях, входящих в оптимальную область.

Первые опыты показали, что при наличии в смеси ПАВ Emulbreake-410 образуется стойкая эмульсия воды с керосином, поэтому учесть количество вышедших из модели керосина и воды было затруднительно. Дальнейшие эксперименты с этим ПАВ не проводились.

Image_006.gif

Результаты исследований представлены на рис. 2 (значения газосодержаний смеси составляли 30,7 % для Сульфонола-П, 40 % для Нефтенола-МЛ и 34,9 % для Emulbreake-316). Эксперименты проведены при низких давлениях. Коэффициенты вытеснения при закачке водных растворов всех этих ПАВ примерно одинаковы и находятся в области 0,58–0,60. В целом максимальные значения коэффициентов вытеснения при ВГВ, соответствующие различным ПАВ, незначительно отличаются между собой и составляют 0,74–0,75. Но динамика вытеснения для разных ПАВ сильно различается. При использовании Нефтенола-МЛ вытеснение происходит интенсивнее, чем для остальных ПАВ. Основная часть керосина вытесняется уже при закачке 3 поровых объемов водогазовой смеси, в то время как для Сульфонола-П это значение составляет 4–5 объемов пор, а для Emulbreake-316 это примерно 8 поровых объемов. Кроме того, необходимый объем прокачки водогазовой смеси для Emulbreake-316 заметно выше, чем для остальных ПАВ. Таким образом, сделан вывод, что более предпочтительным для стабилизации водогазовой смеси из исследованных ПАВ является Нефтенол-МЛ.

Также выявлено, что при использовании Emulbreake-316 вероятно появление эмульсий воды с керосином, что может осложнить подготовку нефти в промысловых условиях при использовании этого вещества для стабилизации смеси. Необходимо отметить, что керосин нейтрализует пенообразующее действие Сульфонола-П, при контакте раствора с керосином его пенообразующая способность практически падает до нулевого значения. Но коэффициент вытеснения при использовании Сульфонола-П незначительно отличается от других ПАВ. Поэтому можно предположить, что основным требованием при закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси является сохранение ее структуры до достижения смесью продуктивного пласта. После попадания смеси в пласт дальнейшее формирование ее структуры происходит за счет прохождения смеси через поровое пространство. Об этом же говорит и слабое влияние газосодержания смеси на ее структуру на выходе из модели. 

Image_007.gif

Схемы реализации  технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях

Для реализации на нефтяных месторождениях авторами предложены различные технологические схемы водогазового воздействия. Одна из них показана на рис. 3. Поступающая по линии 14 скважинная продукция в сепараторе 15 разделяется на нефть, газ  и воду. Нефть по линии 16 поступает  в нефтепровод, газ по линии 18 подается на прием струйного аппарата. В случае недостаточного давления газа на выходе из сепаратора 15 можно дожимать газ нагнетателем 19. Расход газа регулируется задвижкой 8. Вода по линии 17 подается на прием подпорного насоса 4 и затем по линии 9 подается в рабочее сопло эжектора 1. По линии 11 насосом 13 из емкости 5 в рабочую воду добавляют пенообразующие ПАВ. Полученная в эжекторе 1 водогазовая смесь дожимается до необходимого давления насосом 3 и по линии 12 закачивается в нагнетательные скважины 2.

В качестве нагнетателя 19 для повышения давления газа перед приемом струйного аппарата можно использовать так называемый струйный компрессор — насосно-эжекторную установку первой ступени (рис. 4). В этом случае вода из сепаратора 15 подается по линии 17 на прием подкачивающего насоса 23 и далее в газоводяной сепаратор 22, из которого насосом 21 она подается в рабочее сопло эжектора 20. Газ из сепаратора 15 поступает на прием эжектора 20. Полученная газожидкостная смесь с повышенным давлением поступает в газоводяной сепаратор 22, где происходит отделение газа от воды. Газ под некоторым повышенным давлением идет на прием основного эжектора 1, а вода — в насос 4, а затем по схеме, аналогичной рис. 4, — в рабочее сопло эжектора 1. Остальная часть схемы остается без изменений.

Часть рабочей жидкости циркулирует по замкнутому контуру в насосно-эжекторной установке первой ступени 19  и существенно нагревается. Поэтому происходит и нагрев воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Следовательно, в данной технологической схеме ВГВ возможно не только поддержание пластового давления, но и поддержание пластовой температуры, что актуально для разработки вязких и высокопарафинистых нефтей.

Таким образом, в предложенных технологических схемах откачивается большое количество газа и достигается достаточно высокое давление на выходе. Кроме этого, в схему получения и закачки водогазовой смеси входит оборудование, выпуск которого уже освоен промышленностью, и не включены дорогостоящие или малонадежные узлы. Предложенная технология водогазового воздействия может быть достаточно быстро и с наименьшими затратами внедрена на промыслах. 

Выводы

1. На моделях пласта показана эффективность водогазового воздействия при вытеснении модели нефти мелкодисперсной смесью воды и азота (неуглеводородного газа) при добавлении ПАВ по сравнению с заводнением и вытеснением нефти газом при различных давлениях.

2. Выявлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси (от 30 до 70 %), соответствующая максимальному коэффициенту вытеснения (74–75 %).

3. Показана эффективность довытеснения нефти водогазовой смесью после заводнения (увеличение коэффициента вытеснения на 11 %).

4. Проведена оценка влияния давления, при котором проводится вытеснение, и преобладающего размера пузырьков газа на процесс вытеснения. Увеличение давления в 4–6 раз (от 1–1,5 до 6– 6,5 МПа) и уменьшение диаметра пузырьков газа в 6–8 раз (от 600–900  до 70–120 мкм) незначительно влияют на процесс вытеснения. Это позволяет предположить, что при попадании  в пласт водогазовой смеси ее структуру формирует сама пористая среда.

5. Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренных ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ.

6. Разработаны технологические схемы для внедрения водогазового воздействия, позволявшие достаточно быстро и с наименьшими затратами реализовать его в промысловых условиях.

neftegas.info

Территория Нефтегаз

Добыча нефти с поддержанием пластового давления заводнением в настоящее время широко применяется в России. Однако возможности традиционного заводнения ограничены вследствие неполноты вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием. Проведенными ранее исследованиями установлено, что нефтеизвлечение может быть повышено, если закачивать в пласт, помимо воды, еще и свободный газ /1–10 и др./.

Литература:

1. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями. — В кн.: Разработка нефтяных месторождений, труды УкрНИИПНД, 1973, вып. 11–12, с. 233–240.

2. Островский Ю.М., Фаниев Р.Д., Янив В.Е. Некоторые вопросы технологии и техники газоводяной репрессии на нефтяные пласты. — В кн.: Разработка нефтяных месторождений, труды УкрНИИПНД, 1973, вып. 11–12, с. 212–216.

3. Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. — Нефтяное хозяйство, 1990, № 3, с. 35–39.

4. Мамлеев Р.Ш.. Прокошев Н.А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов. — Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с. 32–34.

5. Патент РФ No 2088752. Способ разработки нефтяного месторождения. / Авт. изобрет. В.И. Крючков, Г.И. Губеева. — М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 11.03.1992, опубл. 27.08.1997, Б.И. № 24.

6. Крючков В. И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Автореферат дисс. ... канд. техн. наук. — Бугульма, 2002.

7. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием нефтерастворимых ПАВ и полимеров. / Степанова Г.С., Шовкринсий Г.Ю., Мамедов Ю.Г. и др. — В кн.: Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. — М.: ВНИИнефть, 1997, с. 202–213.

8. Белей И.В., Карлов Р.Г., Лопатин Ю.С. Насосно-бустерный способ нагнетания газожидкостных смесей и новые технологические решения в нефтепромысловом деле. — Строительство скважин, 1994, № 6–7, с. 39–42.

9. А.с. СССР № 714044. Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления. / Авт. изобрет. И.В. Белей, Ю.В. Лопатин, С.П. Олейник. — М. кл. F 01 В 23/10, заявл. 14.07.1976, опубл. 05.02.1980, Б.И. № 5.

10. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности. / Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. — М.: Нефть и газ, 1999. — 60 с.

11. Патент РФ No 2190760. Способ водогазового воздействия на пласт. / Авт. изобрет. А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин. — М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 25.01.2001, опубл. 10.10.2002, Б.И. № 28.

12. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. — Дис. ... докт. техн. наук. — М., 1998. — 423 с.

13. Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения мелкодисперсной водогазовой смеси. / Борткевич С.В., Савицкий Н.В., Рассохин С.Г., Сафиуллина Е.У. — Нефтепромысловое дело, 2004, № 2, с. 22–26.

14. Экспериментальные исследования водогазового воздействия / Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Долматов В.Л.. — Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, с. 29–30.

15. Требин Г.Ф., Чарыгин И.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. — М.: Недра, 1974. — 424 с.

16. Вашуркин А.И., Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт. — Нефтепромысловое дело, 1977, № 9, с. 23–24.

Водогазовое воздействие (ВГВ) является комбинацией обычного заводнения и газовых методов. В отличие от воды, которая в заводненной зоне пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие гидрофильные поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза, наоборот, занимает крупные гидрофобные поры, а под действием гравитационных сил — и кровельные части пласта. Указанные особенности вытеснения нефти привели к выводу о целесообразности поддержания пластового давления путем нагнетания воды и газа. При этом также выравнивается профиль вытеснения и увеличивается охват пласта воздействием.

Однако традиционные технологии водогазового воздействия не получили широкого распространения на отечественных нефтяных месторождениях. Главной проблемой является отсутствие эффективной техники и технологии для закачки воды и газа в нагнетательные скважины.

Поэтому потребовалось разработать новую технологию ВГВ с усовершенствованием насосно-эжекторной системы, предложенной в /11/. Технология позволяет готовить на поверхности мелкодисперсную водогазовую смесь с пенообразующими ПАВ и закачивать ее в пласт доступным в промысловых условиях оборудованием. Этот способ расширяет область применения и возможности воздействия путем повышения давления нагнетания водогазовой смеси после эжектора с помощью многоступенчатого центробежного насоса. При этом обеспечивается устойчивая ра­бота насоса на газожидкостной смеси.

На рис. 1 приведены полученные в лабораторных экспериментах /12/ зависимости критического газосодержания βкр бескавитационной работы многоступенчатого погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) от относительного давления на входе в насос Рот = Рвх/Рат (Рвх — абсолютное давление на входе в насос, Рат — атмосферное давление) на водогазовой смеси без ПАВ (линия 1) и на водогазовой смеси с добавкой 0,05 % пенообразующего ПАВ — дисолвана-4411 (линия 2). Точка 3 на рис. 1 получена для насоса ЭЦН5-80, работающего на предварительно диспергированной водогазовой смеси с ПАВ. Диспергирование проводили с помощью десяти предвключенных ступеней ЭЦН того же типоразмера.

Как показано на рис. 1, критическое газосодержание βкр бескавитационной работы многоступенчатого цент­робежного насоса на водогазовых смесях повышается с ростом давления на приеме насоса Рвх, при увеличении пенообразующих свойств и диспергировании смеси. Используя подобные зависимости, можно устанавливать режимные параметры процесса, обеспечивающие бескавитационную работу насоса на водогазовой смеси. Следует отметить, что эжектор в предложенном техническом решении способствует успешной работе многоступенчатого центробежного насоса на водогазовой смеси как путем повышения давления, так и путем диспергирования пузырьков газа.

При всех очевидных преимуществах этой принципиальной схемы в ней остается много неясных и неизученных моментов.

В процессе смешения жидкости и газа образуется мелкодисперсная газо­жидкостная смесь с пенообразующими ПАВ, которая затем закачивается в пласт. Вопрос о том, как эта смесь будет вести себя в пласте, как повлияет ее дисперсность на процесс вытеснения нефти, до конца не изучен. Известные исследования вытеснения нефти диспергированными водогазовыми смесями проводились в ограниченной области газосодержаний смеси – эксперименты ограничивались несколькими точками, либо отдельным участком зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания смеси. Кроме того, исследования /13/ проводили при отсутствии пенообразующих ПАВ.

Поэтому необходимы исследования вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью с пенообразующими ПАВ на моделях пласта, причем надо получить полную зависимость коэффициента вытеснения от газосодержания мелкодисперсной водогазовой смеси и исследовать, влияет ли на вытеснение дисперсность смеси. Также необходимо изучить процесс вытеснения нефти водогазовой смесью как с начала разработки (при начальной нефтенасыщенности), так и после заводнения (начиная с конечной нефтенасыщенности после вытеснения водой). Важным является и вопрос о влиянии различных ПАВ на результаты вытеснения.

Исследование процессов вытеснения модели нефти водогазовыми смесями

Для решения поставленных задач в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина создан специальный экспериментальный стенд.

Водогазовая смесь готовится смесителем, который представляет собой струйный аппарат малых размеров. Рабочим потоком является вода либо вода с ПАВ, инжектируемым (или откачиваемым) — газ.

Для наблюдения за структурой получаемой водогазовой смеси в схему стенда включены камеры с прозрачными вставками и микроскоп, через который также можно фотографировать водогазовую смесь.

В экспериментах использована модель насыпного керна, представляющая собой металлическую трубу, наполняемую песком при постоянной трамбовке песка. В торцах трубы установлены фильтры для предотвращения выноса песка из модели. Длина модели рассчитана исходя из критериев подобия модельных и натурных условий.

Все вышедшие из модели флюиды собираются в емкость. Там под действием гравитационных сил происходит разделение продукции на жидкую и газообразную фазы. Газ выпускается из емкости, проходя при этом через расходомер, а жидкость сливается в мерный сосуд.

Для моделирования порового пространства использовался песок с диаметром частиц менее 100 мкм, преобладающий размер песчинок — от 30 до 40 мкм. В качестве модели нефти использовался керосин.

Перед проведением экспериментов определялись коллекторские свойства каждой модели – проницаемость по воде, пористость.

В качестве базовых экспериментов взято вытеснение керосина водой и газом. Чтобы исключить влияние ПАВ на вытеснение, было проведено также вытеснение керосина смесью воды и ПАВ в той же концентрации, как при водогазовом воздействии. В качестве ПАВ на первом этапе использован Нефтенол-МЛ с объемной концентрацией 0,1% в воде.

Рабочее давление в модели пористой среды в первой серии экспериментов составило 1–1,5 МПа (это давление условно назовем низким). Проницаемость моделей по воде в первой серии экспериментов составляла: – 0,3–0,4 мкм2, а пористость моделей – 33–38 %. Коэффициенты вытеснения в базовых экспериментах равны:

• при вытеснении керосина водой — 53 %

• при вытеснении водным раствором ПАВ (Нефтенол-МЛ в концентрации 0,1 %) — 60 %

• при вытеснении азотом — 46 %.

Была проведена серия экспериментов по вытеснению керосина водогазовыми смесями при различных газосодержаниях смеси. Газосодержание смеси определяли по формуле:

1_1_99.png

где Q г.вх. – расход газа в условиях входа в модель, Qж — расход жидкости на входе в модель.

Результаты вытеснения приведены в табл.1.

В серии экспериментов при низких давлениях преобладающий диаметр пузырьков газа составил от 600 до 900 мкм.

Во второй серии экспериментов рабочее давление было увеличено до 6– 6,5 МПа. Это давление условно назовем высоким. Одновременно была изменена компоновка струйного аппарата — уменьшены диаметры рабочего сопла и камеры смешения. При уменьшении размеров проходных сечений проточной части струйного аппарата увеличиваются скорости сред и происходит их более интенсивное перемешивание. Увеличение давления и уменьшение проходных сечений струйного аппарата позволило уменьшить преобладающий диаметр пузырьков газа от 600– 900 до 50–125 мкм.

Проницаемость моделей по воде составила: – 0,19–0,22 мкм2, пористость – около 40 %. Значения коэффициентов вытеснения и соответствующие им газосодержания, полученные при высоком давлении, приведены в табл. 2.

Зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания при низких и высоких давлениях приведены на рис. 2. Как видно из графиков, при вытеснении керосина мелкодисперсной смесью «вода+азот+ПАВ» существует область оптимальных газосодержаний смеси, внутри которой коэффициент вытеснения максимален и почти не зависит от газосодержания. В области оптимальных газосодержаний коэффициент вытеснения составляет 74–75 %. Результаты вытеснения при низких и высоких давлениях хорошо согласуются между собой, поэтому можно сделать вывод о том, что давление в исследованном диапазоне практически не влияет на процесс вытеснения.

На рис. 2 представлено также сопоставление результатов, полученных различными исследователями при разных условиях эксперимента (данные УкргипроНИИПНД /1, 2/, ТомскНИПИнефть /5, 6/ НПО «Союзнефтеотдача» /14/), с зависимостями, полученными в РГУ нефти и газа им. Губкина авторами данной работы. Всеми авторами отмечено наличие области оптимальных газосодержаний смеси, которой соответствует максимальное значение коэффициента вытеснения. Границы этой области лежат в пределах газосодержаний от 20–30 % (левая граница) до 70–80 % (правая граница). Сравнение некоторых результатов исследований, проведенных различными авторами и организациями, отражено в табл. 3. Под βопт в табл. 3 понимается область оптимальных газосодержаний, в которой достигаются наивысшие значения коэффициента вытеснения.

По результатам сравнения можно сделать следующие выводы. При использовании водогазового воздействия с начала разработки (данные УкрНИИПНД и экспериментальные графики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) в оптимальной области газосодержаний значения коэффициента вытеснения составляют 73–76 %. Это справедливо для случаев использования как углеводородного газа (преимущественно метана), так и неуглеводородного газа — азота. Следовательно, можно сделать предварительное заключение о том, что максимально достижимые величины коэффициента вытеснения при ВГВ мало зависят от состава и природы газа, если вытеснение является несмешивающимся. Но в то же время между результатами вытеснения есть некоторые различия. Более высокий коэффициент вытеснения при заводнении в исследованиях РГУ по сравнению с данными УкрНИИПНД обусловлен тем, что вытеснение проводилось не технической водой, а смесью воды и ПАВ (Нефтенол-МЛ). Разную форму графиков (см. рис. 2) в крайне левой и правой областях можно объяснить разной природой газов — при использовании углеводородного газа возможно вытеснение в режиме ограниченной смесимости нефти и газа, которому соответствуют более высокие коэффициенты вытеснения.

Несколько ниже располагаются значения, полученные в НПО «Союзнефтеотдача» /14/ и ТомскНИПИнефть /5, 6/. Возможно, это связано с тем, что проводилось довытеснение водогазовой смесью модели нефти после заводнения. Авторами также проведены исследования по довытеснению, их результаты будут рассмотрены позже, во второй части данной статьи. Из общей картины выпадают данные СибНИИНП /16/ — коэффициенты вытеснения изменяется в пределах от 74 % при последовательной закачке воды и газа до 90 % при попеременной. Но из-за отсутствия данных об использованных в экспериментах /16/ моделях пласта трудно судить о причинах этих отклонений.

При исследовании вытеснения керосина водогазовой смесью на высоких давлениях также фиксировалась структура смеси. Преобладающий размер пузырьков газа составил 50–125 мкм. Фотография структуры смеси и распределение пузырьков по размерам при газосодержании 71,7 % и давлении 6,4 МПа приведены на рис. 3 и 4. Преобладающий размер пузырьков газа — от 50 до 125 мкм. Аналогичные зависимости построены и для остальных газосодержаний.

При работе на малых давлениях смесь на выходе из модели расслаивается, идут крупные прорывы газа и жидкости. При высоких давлениях наблюдается иная картина. В подавляющем большинстве случаев на выходе из модели существует крупнодисперсная газожидкостная смесь. Фотография структуры смеси на выходе из модели при давлении 6,5 МПа приведена на рис.5. Увеличение диаметров d газовых пузырьков в смеси на выходе из модели (d = 1,2–1,5 мм), по сравнению с размерами на входе (d = 100 мкм) в 10-15 раз обусловлено самим процессом фильтрации водогазовых смесей на основе ПАВ. Поверхностно-активные вещества отмывают нефть с поверхности породы, частично адсорбируясь на этой поверхности, что ухудшает пенообразующие свойства водогазовой смеси и приводит к укрупнению пузырьков газа.

Таблица 1. Результаты экспериментов по вытеснению керосина водогазовыми смесями при низких давлениях

Газосодержание смеси, %

Коэффициент вытеснения

0

0,60

16,5

0,65

28,3

0,75

40,0

0,76

59,8

0,75

70,5

0,75

84,5

0,55

100

0,46

Таблица 2. Данные по вытеснению керосина водогазовыми смесями при высоких давлениях

Газосодержание смеси, %

Коэффициент вытеснения

21,7

0,67

71,7

0,74

77,8

0,62

46,3

0,75

Таблица 3. Сравнение некоторых результатов исследований по ВГВ, проведенных различными авторами и организациями

Организация

Модель пласта

k, мД

Р, МПа

t, оС

Модель нефти

μн, мПа•с

Технология закачки

Газ

βопт, %

Коэфф. вытесн. %

УкрНИИПНД /1, 2/

керн

3–35

27

57

нефть

*)

Совместная

Углеводородный

25–75

73–75

ТомскНИПИнефть /5, 6/

песок

185–250

Нет данных

88

рекомб. нефть

1

Совместная + довытеснение

Углеводородный

30–80

52–53

НПО «Союзнефтеотдача» /14/

керн

47

28

88

рекомб. нефть

0,9

Попеременная +довытеснение

Углеводородный

Нет данных

62

РГУ нефти и газа

песок

325–400

1,5

25

керосин

1,2

Совместная

Азот

30–70

74–75

РГУ нефти и газа

песок

190–220

6,5

25

керосин

1,2

Совместная

Азот

30–70

74–76

РГУ нефти и газа

песок

290–300

1,5

25

керосин

1,2

Совместная + довытеснение

Азот

30–70

62–63

* Примечание: Авторы /1/ не привели значение вязкости пластовой нефти Битковского месторождения, использованной в опытах. По данным /15/, на Битковском месторождении имеются Битковский и Пасечнянский блоки, причем нефти этих блоков имеют значения вязкости в пластовых условиях 2 и 1,1 мПа•с, соответственно.

neftegas.info

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ПРИ ВОДОГАЗОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ

Метод заводнения с газоводяными смесями представляет собой сочетание двух процессов: воздействия ГВД и заводнения, обеспечивающих более полное вытеснение нефти из пористой среды и высокий охват пласта. По типу применяемого газа, его взаимодействия с пластовой нефтью используются газы трех типов: сухой углеводородный с содержанием метана < 90 %; обогащенный или жирный углеводородный, с содержанием метана >90 % и кислые СО2Н2S, a также возможна комбинация кислых газов с углеводородами.

По технологии закачки воды и газа различают три разновидности: последовательная закачка, когда вслед за закачкой отрочки газа закачивается вода или наоборот, за оторочкой воды закачивается газ; попеременная, когда в пласт закачиваются чередующиеся оторочки небольшого размера (5% и менее от начального нефтенасыщенного объема пор пласта) воды и газа; совместная, когда газ и воду закачивают в каждую нагнетательную скважину совместно в разных соотношениях по объему. Сущность метода повышения нефтеотдачи пластов при сочетании закачки воды и газа высокого давления заключается в получении высокого охвата пластов, достигаемого при заводнении и высокой вытесняющей способностью углеводородного газа.

Исходя из современных представлений о процессах вытеснения нефти, выделяются три модификации водогазового воздействия:

  1. Водогазовая репрессия.
  2. Водогазовое воздействие в режиме ограниченной растворимости закачиваемого газа и пластовой нефти.
  3. Водогазовое воздействие в режиме смешивающегося вытеснения.

Режим газовой репрессии характеризуется отсутствием массообмена между жидкой и газовой фазами. Вытеснение осуществляется под действием гидродинамических сил при наличии области двухфазного потока. Коэффициент вытеснения нефти газом, как правило, ниже коэффициента вытеснения водой. Режим ограниченной взаимной растворимости характеризуется массобменом между жидкой и газовой фазами, в результате чего образуется переходная зона. Состав и свойства жидкой и газообразной фаз в переходной зоне изменяется по длине, однако существует четкое разграничение между ними из-за двухфазного потока. Коэффициент вытеснения при этом режиме выше коэффициента вытеснения при газовой репрессии и может превышать коэффициент вытеснения при заводнении.

Кроме того, на эффективность водогазового воздействия большое влияние оказывает гидрофильность и гидрофобность породы [1, c. 202].

В гидрофильных пористых средах давление способствует более быстрому проникновению воды в мелкие поры. При этом часть нефти остается в крупных порах в виде рассеянных капель, которые удерживаются за счет капиллярных сил.

В гидрофобных пористых средах капиллярные силы препятствуют проникновению воды в поры породы. Чем меньше размер поры, тем больше эти силы. Поэтому нефть будет вытесняться в основном из крупных пор, а остаточная нефть будет сосредоточена в основном в мелких порах, а также в виде пленки на поверхности крупных пор.

Нефтяные пласты, как правило, обладают смешанной смачиваемостью. При этом предполагается, что гидрофобизация происходит в основном на поверхности крупных пор, тогда как мелкие поры остаются гидрофильными.

В этом случае капиллярные силы способствуют более быстрому проникновению воды в мелкие поры, газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Таким образом, вытеснения нефти одновременно газом и водой будет происходить путем пропитки мелких и дренирования крупных пор. Этот механизм аналогичен процессу вытеснения нефти только водой из пород смешанной смачиваемости. Однако в случае использования двух вытесняющих агентов (воды и газа) полнота извлечения нефти должна быть выше за счет уменьшения остаточной нефтенасыщенности крупных пор. Кроме того, в зоне пласта, охваченной воздействием, растет фильтрационное сопротивление, что приводит к увеличению коэффициента охвата [2, c. 34].

Коэффициент вытеснения нефти является интегральной характеристикой водогазового воздействия на пласт. Он зависит от сумм различных факторов, определяемых как фильтрационными, свойствами пористой среды для воды, нефти и газа при их совместном и раздельном течении, так и физико-химическими взаимодействиями между водой, нефтью и газом и коллектором. Проанализируем явления определяющие механизм повышения нефтевытеснения с учетом усложнения при переходе от применения сухого углеводородного (равновесного с нефтью) газа к обогащенному (неравновесному с нефтью) и кислому. Самый простой вид водогазового воздействия - вытеснение нефти равновесным с ней газом в комбинации с водой. Несмотря на то, что коэффициент вытеснения нефти сухим газом значительно ниже такового при вытеснении водой, эффект от совместного применения воды и газа значительно превышает эффект заводнения. Как известно, существует два вида течения при фильтрации фаз, распределенных по различным поровым каналам. Ему соответствует разная насыщенность и разная проницаемость пористой среды для этих жидкостей. Второй режим определяется совместным течением двух несмешивающихся жидкостей по одним и тем же поровым каналам в виде четок или глобул одной жидкости в другой. По-видимому, причину повышения нефтеотдачи при водогазовом воздействии следует искать в том, что к режиму течения с непрерывным распределением фаз подключается четочный режим течения. Известно, что для осуществления четочного режима течения несмешивающихся жидкостей в пористой среде необходимо совершить работу для деформации поверхности движущихся частиц в порах переменного сечения.

На границе газ-вода межфазное натяжение практически равно поверхностному натяжению воды и превышает межфазное натяжение нефть-вода почти в два раза. Тогда, учитывая затрудненность существования четочного режима течения при вытеснении нефти водой при реально возможных скоростях фильтрации, вряд ли возможно четочное движение фаз газ-вода. На границе газ-нефть в пластовых условиях межфазное натяжение намного ниже по сравнению с межфазным натяжением газ-вода. В пластовых условиях межфазное натяжение на границе метана с нефтью почти на порядок меньше, чем на границе нефть-вода. Добавление промежуточных компонентов C2 в закачиваемый газ еще более уменьшает межфазное натяжение на границе нефть-газ. В таком случае создаются более благоприятные условия для течения фаз нефть-газ. Добавим к этому еще то, что при совместной фильтрации трех фаз, увеличивается сопротивление пористой среды и из-за повышения перепадов давления в зоне смеси создаются более благоприятные условия для четочного (эмульгированного) течения фаз нефть-вода.

При таких низких давлениях межфазное натяжение на границе нефть-метан имеет величину, близкую к межфазному натяжению на границе вода-нефть, что затрудняет существование четочного режима течения жидкостей. Поэтому, со снижением давления величина прироста коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии уменьшается [3, c. 39].

Следовательно, комбинированный закачкой газа определенного компонентного состава и воды и изменением перепадов давления можно регулировать преимущественное проявление одного из режимов. Так при последовательной раздельной закачке сухого газа (метана) и воды, будет, видимо, преимущественно осуществляться режим течения с непрерывным распределением фаз по отдельным поровым каналам. При обогащении газа промежуточными компонентами и при повышении пластового давления создаются более благоприятные условия для течения жидкостей в эмульгированном состоянии. Этим, вероятно, и объясняется разница в коэффициентах вытеснения в зависимости от технологии закачки водогазовой смеси.

Пластовая нефть и неравновесный газ- сухой при высоком пластовом давлении или обогащенный, вступая в контакт друг с другом обмениваются компонентами, изменяя свои первоначальные свойства. Растворение газа в водонасыщенной нефти увеличивает объемный коэффициент нефти и снижает ее вязкость. Поэтому, наряду с усилением четочного режима течения при водогазовом воздействии, эти факторы способствуют большему приросту коэффициента вытеснения по сравнению с закачкой равновесного (сухого) газа и воды.

Сущность метода повышения нефтеотдачи пластов при сочетании закачки воды и газа высокого давления заключается в получении высокого охвата пластов, достигаемого при заводнении и высокой вытесняющей способностью углеводородного газа [4, c. 159].

Технология водогазового воздействия предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Проанализировав результаты опытов, можем сказать, что областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты. Учитывая наличие в Западной Сибири значительных ресурсов углеводородных газов различного состава, представляет особый интерес изучение влияния состава закачиваемого газа на эффективность извлечения нефти.

 

Список литературы:

  1. Физические основы технологии добычи нефти, Морис Маскет Государственно Научно-Техническое издательство Нефтяной и Горно-топливной литературы, Москва 1953. -606 с.
  2. Лискевич Е.И., Гнатюк Р.А. Характеристики вытеснения пластовых жидкостей месторождения Самотлор //Тр.ин-та/Укгипронефть, 1973.-Вып-12.
  3. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследования эффективности водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1992, №1.-с.39
  4. Зацепин В.В. Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах: дисс.…д-ра техн. наук: 25.00.17/ Зацепин Владислав Вячеславович.- К.,2017.- 354с.

sibac.info

Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. Технический результат - интенсификация добычи нефти. По способу предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти. После этого осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину. Затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины. Далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности. Достижение этого показателя устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт. После этого в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него. Вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи. 3 ил., 3 табл.,1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов.

Известен способ разработки нефтяных залежей, предусматривающих добычу нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины (Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 365 с.).

Недостатком способов разработки нефтяных залежей с заводнением является низкая нефтеотдача.

Известны способы разработки нефтяных залежей с применением водогазового воздействия, которые включает добычу нефти через добывающие скважины и совместную закачку воды и газа (т.е. закачку водогазовой смеси) в нагнетательные скважины (RU 2088752, 1997, RU 2490438, 2013). Указанные способы позволяют значительно повысить нефтеотдачу пластов по сравнению с заводнением.

Недостаток этих способа заключается в том, что водогазовая смесь обладает существенными фильтрационными сопротивлениями, что приводит к очень низкой приемистости нагнетательной скважины по водогазовой смеси и невозможности закачивать требуемые объемы как воды, так и газа при их совместной закачке в пласты с проницаемостью менее 100 мД, что, в свою очередь, приводит к падению пластового давления и снижению уровней добычи нефти (Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа / Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. // Нефтяное хозяйство. - 2007. №11. - С. 28-31).

Более близким к изобретению является способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, включающий чередующуюся (попеременную) закачку оторочек воды и газа в пласт, при которой объем оторочки газа не превышает 10-12% от первоначального насыщенного нефтью объема пор, а соотношение объемов оторочек воды и газа может находиться в диапазоне от 1:1 до 3:1 (Обзор современного состояния экспериментальных исследований технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой воды и газа (Зацепин В.В., Максутов Р.А. // Нефтепромысловое дело. - 2009. №6. - С. 16-24).

При этом для чередующегося водогазового воздействия на пласт частично сохраняется недостаток использования совместной закачки воды и газа, связанный со снижением приемистости, но только по воде (на полуцикле закачки воды). После закачки оторочки газа приемистость нагнетательной скважины по воде может быть существенно снижена за счет образования в пласте остаточной газонасыщенности, которая снижает фазовые проницаемости и соответственно суммарную подвижность флюидов, насыщающих пласт. Остаточная газонасыщенность образуется в процессе пропитки смачивающей фазой (водой) области пласта, насыщенной несмачивающей фазой (газом) (Holmgren, С.R., & Morse, R.А. (1951, May 1).

Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water Flooding. Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/951135-G). Это приводит к невозможности закачки в пласт необходимых для поддержания пластового давления объемов воды, как следствие, к снижению среднего пластового давления и снижению дебитов нефти добывающих скважин на цикле закачки воды, а также выделению из нефти растворенного в ней газа, повышению газового фактора добывающих скважин, повышению вязкости нефти, снижению ее объемного коэффициента, повышению поверхностного натяжения между нефтью и газом и соответствующему снижению коэффициента вытеснения и нефтеотдачи. При этом может также происходить снижение коэффициента приемистости по газу после цикла закачки воды, но, поскольку газ обладает очень высокой подвижностью, последнее, как правило, не приводит к технологическим трудностям.

Целевые объемы оторочек воды и газа в известном способе получают по результатам лабораторных исследований по вытеснению нефти водогазовым воздействием из образцов керна. При этом недостаток указанных исследований заключается в невозможности учета неоднородности пласта, поскольку позволяют определить лишь коэффициент вытеснения, не затрагивая коэффициент охвата.

Задача изобретения заключается в интенсификации добычи нефти.

Поставленная задача достигается описываемым способом водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, заключающимся в том, что предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти, после чего осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину, затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины, далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности, достижение которого устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт, после чего в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него, причем вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи.

Достигаемый технический результат заключается в предотвращении снижения приемистости нагнетательной скважины по воде после цикла закачки газа при чередующейся закачке воды и газа в нагнетательную скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

Вначале определяют целевые объемы оторочек газа и воды на каждом цикле закачки, которые способствуют достижению максимального коэффициента извлечения нефти (КИН). Целевые объемы оторочек воды и газа определяют по результатам многовариантных расчетов на трехмерной численной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) пласта или его участка, адаптированной на историю разработки (если таковая есть), учитывающей все физические процессы, происходящие при движении в пористой среде нефти, воды и газа, и содержащей все известные данные о геологии пласта и его неоднородности. На ГГДМ пласта или его участка проводят серию расчетов по закачке газа и воды в нагнетательную скважину и добыче нефти из добывающих скважин по вариантам, различающимся закачиваемыми объемами оторочек воды и газа. Далее выбирают сочетание объемов оторочек воды и газа, которое соответствует максимальному значению конечной нефтеотдачи.

Далее водогазовое воздействие осуществляют по следующей схеме.

На первом этапе осуществляют закачку газа в нагнетательную скважину. В течение первого этапа в пласт закачивают весь целевой объем оторочки газа. Учитывая высокую подвижность газа и соответственно высокую приемистость по газу, пластовое давление на этом этапе не будет снижаться, а будет поддерживаться на уровне начального значения или выше.

На втором этапе проводят остановку нагнетательной скважины (при этом добычу нефти через добывающие скважины продолжают). Остановка закачки приводит к падению давления в области пласта вокруг нагнетательной скважины и к расширению газа. Расширение газа приводит к уменьшению массы (количества вещества) газа в зоне пласта вокруг нагнетательной скважины, хотя газонасыщенность (объемная доля газа в единице порового объема) в этой области пласта может оставаться практически неизменной. Нагнетательная скважина должна бездействовать до тех пор, пока давление в прискважинной зоне пласта не снизится до значения среднего пластового давления (на момент прекращения закачки газа) в области пласта, охваченного воздействием нагнетательной скважины. Более существенное снижение давления нецелесообразно, поскольку это будет приводить к заметному падению уровней добычи нефти и разгазированию нефти в пласте. Менее существенное падение давления окажет малозаметный эффект на расширение газа в прискважинной зоне пласта, а также будет способствовать появлению затруднений при последующей закачке воды, так как при прочих равных условиях репрессия на пласт окажется ниже. Оценивать давление в пласте и отдельных его участках возможно путем расчета на трехмерной численной геолого-гидродинамической модели пласта, воспроизводя объемы отбора и закачки.

На третьем этапе осуществляют закачку с минимальной технологически возможной приемистостью первой части целевого объема оторочки воды. Закачка воды с пониженной приемистостью и соответственно небольшой репрессией на пласт практически не приводит к сжатию газа, но за счет вытеснения газа закачиваемой водой происходит существенное снижение газонасыщенности коллектора (в достаточной близости к нагнетательной скважине - до величины остаточной газонасыщенности). На этом этапе газ продолжает расширяться, как и на предыдущем этапе, поскольку закачка воды с пониженной приемистостью, как правило, будет недостаточна для полной компенсации отбора закачкой и поддержания пластового давления, и оно продолжит падать, хотя и с меньшими темпами. В результате закачки воды с минимальной приемистостью газонасыщенность в области пласта вокруг нагнетательной скважин снижается до значения остаточной газонасыщенности при минимальном пластовом давлении. Факт снижения газонасыщенности до значения остаточной газонасыщенности может быть установлен по стабилизации динамики приемистости и репрессии на пласт, по данным расчета на ГГДМ пласта или по результатам геофизических исследований в нагнетательной скважине. После этого начинается следующий, четвертый этап.

На четвертом этапе продолжают закачку воды, но уже с максимальной технологически возможной приемистостью. На этом этапе закачивают в пласт оставшуюся часть целевого объема оторочки воды. Закачку воды с максимальной технологически возможной приемистостью осуществляют при забойных давлениях нагнетательной скважины, которые существенно выше, чем при закачке воды на третьем этапе. За счет этого давление в области пласта вокруг нагнетательной скважины существенно возрастает, что приведет к объемному сжатию расположенного в этой области газа. Таким образом, если в конце третьего этапа в зоне пласта вокруг нагнетательной скважины газонасыщенность равна остаточной газонасыщенности, то на данном этапе за счет сжатия газа, газонасыщенность снижается существенно ниже остаточной газонасыщенности. Последнее приводит к увеличению водонасыщенности и фазовой проницаемости воды в области пласта вокруг нагнетательной скважины и соответственно к снижению значений фильтрационных сопротивлений для воды в этой области. За счет этого приемистость нагнетательной скважины по воде достигает существенно более высоких значений, чем в известном способе. Это позволяет восстановить и поддерживать пластовое давление на уровне начального значения (или выше) в течение четвертого этапа, на котором в пласт закачивают основной объем оторочки воды.

После окончания четвертого этапа возможно продолжать водогазовое воздействие, возвращаясь к первому этапу и продолжая его реализацию далее в описанной последовательности.

Пример

Описываемый способ водогазового воздействия (ВГВ) рассчитывают для участка реального пласта ачимовских отложений месторождения Западной Сибири, содержащего одну нагнетательную и восемь добывающих скважин (элемент обращенной девятиточечной системы разработки). Расчет осуществляют с применением трехмерного газогидродинамического моделирования с использованием программного комплекса Roxar Tempest 7.0. Расчетный элемент был "вырезан" из адаптированной на историю разработки полномасштабной численной трехмерной модели пласта.

Для сравнения рассматривают вариант реализации водогазового воздействия известным способом, а также вариант с обычным заводнением пласта.

Для всех трех рассмотренных вариантов расчеты проводят со следующими ограничениями: забойное давление добывающих скважин поддерживают на уровне 10 МПа, максимальное забойное давление нагнетательных скважин (как для закачки воды, так и газа) составляет 45 МПа. Добывающие скважины отключают при обводненности 98% или дебиту нефти менее 1 т/сут, или газонефтяному фактору более 10000 м3/сут. Горизонт прогноза - 50 лет.

Вид участка водогазового воздействия, для которого проводят расчет, показан на фиг. 1.

Геолого-физическая характеристика участка приведена в таблице 1.

Вначале определяют целевые объемы оторочек воды и газа. Для этого на ГГДМ участка пласта осуществляются расчеты вариантов ВГВ с разными целевыми объемами оторочек (см. таблицу 2). Рассматривают объемы оторочек воды и газа от 2 до 40% об. от начальных геологических запасов (НГЗ) нефти участка воздействия (в пластовых условиях). В приведенных расчетах закачку газа и воды осуществляют в нагнетательную скважину без ее остановок с максимально возможной приемистостью (исходя из ограничений, заданных в ГГДМ). Для условий рассматриваемого участка наибольший КИН достигают при объеме оторочки воды и газа 10% об. от НГЗ нефти.

В таблице 2 приведены значения КИН при различных целевых объемах оторочек воды и газа.

Далее, исходя из полученных целевых объемов оторочек воды и газа, осуществляют расчет варианта ВГВ по описываемому способу, варианта ВГВ по известному способу (в котором целевые объемы оторочек воды и газа составляют также 10% об.) и варианта с применением заводнения (как наиболее простой и часто применяемой технологии).

Значения давлений и насыщенностей флюидов в пласте или в отдельных его частях рассчитывают напрямую в ГГДМ на основе решения уравнений фильтрации флюидов и материального баланса.

Описываемый способ ВГВ осуществляют следующим образом: вначале закачивают газ в объеме 10% от запасов нефти участка или 107 тыс. м3 (в пластовых условиях). Далее нагнетательную скважину останавливают. В процессе ее бездействия давление в прискважинной зоне пласта снижается с 26,9 до 23,7 МПа (которое является средним пластовым давлением на момент окончания закачки газа для участка пласта, охватываемого закачкой в нагнетательную скважину). Затем в нагнетательную скважину осуществляют закачку воды с минимальной приемистостью, которая, исходя из технологических ограничений, составляет 10 м3/сут. В результате этого газонасыщенность в прискважинной зоне пласта снижается с 0,394 до 0,142 д. ед., после чего стабилизируется. Далее начинают закачку воды с максимальной приемистостью (забойное давление нагнетательной скважины составляет 45 МПа). В процессе сжатия газа газонасыщенность в прискважинной зоне снижается до 0,078 д.ед. и в ходе закачки целевого объема оторочки воды держится на этом значении. После того как объем закачки воды достигает целевого значения 107 тыс. м3 (в пластовых условиях), вновь начинают закачку газа. Далее проведение указанных циклов повторяют.

Результаты расчетов по рассмотренным вариантам показаны в таблице 3.

Динамика приемистости нагнетательной скважины по вариантам показана на фиг. 2.

Динамика накопленной добычи нефти по вышеуказанным вариантам показана на фиг. 3.

Из данных, приведенных в таблицах и чертежах, следует, что темпы добычи нефти при ВГВ по описываемому способу существенно выше по сравнению с ВГВ по известному способу и по сравнению со способом, в котором используют заводнение, причем наибольшая интенсификация добычи нефти по сравнению с известным способом достигается в начальный период разработки. К концу десятого года расчета добыча нефти при ВГВ по описываемому способу на 25% превышает добычу нефти по известному способу, а к концу двадцатого года - на 14%. КИН при ВГВ по описываемому способу за прогнозный период на 0,033 д.ед. выше, чем по известному способу.

При ВГВ по известному способу приемистость по воде в 3 раза ниже, чем в способе, в котором используют заводнение. При ВГВ по описываемому способу на первом цикле закачки воды приемистость сопоставима со способом, в котором используют заводнение, и в 3 раза выше, чем в известном способе. В процессе разработки разница в приемистости между ВГВ по известному способу и ВГВ по описываемому способу снижается, поскольку общая газонасыщенность пласта растет, соответственно остаточная газонасыщенность образуется практически во всем поровом объеме участка пласта, охваченного закачкой газа.

Таким образом, описываемый способ позволяет значительно предотвратить снижение приемистости по воде после закачки газа и обеспечить существенно более высокую годовую и накопленную добычу нефти по сравнению с ВГВ по известному способу и со способом, в котором используют заводнение.

Таким образом, описываемый способ водогазового воздействия обеспечивает существенно большую приемистость по воде после закачки оторочки газа, что позволяет разрабатывать нефтяной пласт при больших уровнях добычи нефти на цикле закачки воды. Кроме того, реализация указанного способа приводит к сокращению срока разработки, позволяет реализовывать водогазовое воздействие при системах разработки с большим количеством добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, достигать более высокой нефтеотдачи пласта в сравнении с известным способом за счет определения оптимальных целевых объемов оторочек воды и газа, а также по причине того, что среднее пластовое давление на полуцикле закачки воды оказывается более высоким, чем в известном способе, что улучшает смешиваемость нефти и закачиваемого газа.

Способ водогазового воздействия на пласт в процессе разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что предварительно на гидродинамической модели пласта определяют целевые объемы чередующихся оторочек воды и газа для закачки в пласт, соответствующие максимальному значению коэффициента извлечения нефти, после чего осуществляют закачку целевого объема оторочки газа в нагнетательную скважину, затем нагнетательную скважину останавливают до момента снижения давления в прискважинной зоне пласта до значения среднего пластового давления на момент прекращения закачки газа в области пласта, охваченной воздействием нагнетательной скважины, далее в нагнетательную скважину закачивают первую часть целевой оторочки воды с минимальной технологически возможной приемистостью до снижения газонасыщенности прискважинной зоны пласта до значения остаточной газонасыщенности, достижение которого устанавливают по стабилизации динамики приемистости на пласт, после чего в нагнетательную скважину продолжают закачку оставшейся части целевого объема оторочки воды с максимальной технологически возможной приемистостью до восстановления пластового давления на уровне начального значения или выше него, причем вышеописанный цикл закачек повторяют в процессе разработки нефтяной залежи.

www.findpatent.ru

Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями с одновременным улучшением режима работы добывающих скважин. Сущность изобретения: способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов характеризуется тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси. При этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как из терригенных, так и карбонатных коллекторов. Этот способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными, неравномерно вырабатываемыми пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями (НФС). Предлагаемое изобретение представляет совокупность физико-химического метода повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия на пласт и увеличения интенсификации притока добывающих скважин.

В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (далее КИН), который в 1960 г. был равен 51%, к 2000 г. уменьшился до 35%, а к настоящему времени снизился до 27-28%, что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Кроме того, при разработке отечественных месторождений в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). С учетом отечественного и зарубежного опыта, предложенный нами комбинированный способ закачки в нагнетательные скважины осадкогелеобразующих композиций с последующим водогазовым воздействием при использовании попутного газа добывающих скважин на кусту, позволит значительно повысить нефтеотдачу пластов неоднородных нефтяных залежей.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов и регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2090746, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта. Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Основным недостатком способа является то, что для трудноизвлекаемых пластов с ярко выраженной неоднородностью с искусственными или естественными трещинами необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, к тому же, при малейшем отклонении от технологии происходит осаждение глинистых частиц на забой скважины. Способ малоэффективен из-за недостаточного увеличения остаточного фактора сопротивления в трещиноватых зонах пласта, поэтому результат кратковременный с низким коэффициентом нефтеотдачи, низким коэффициентом вытеснения. Для дополнительного вытеснения остаточной нефти в этом способе не применяется водогазовое воздействие и не используются способы утилизации попутного газа.

Известен также способ утилизации попутного газа с созданием разрежения в затрубном пространстве добывающей скважины, оборудованной УЭЦН. Применяется комбинированная схема с установкой струйного насоса-эжектора на устье скважины, в коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры (Устройство для эксплуатации скважин. Полезная модель RU 50596 U1. Автор Михеев П.Е. Заявка №2005121484/22 от 11.07.2005 г.).

Основой в рассматриваемом способе Михеева П.Е. является создание разрежения в затрубном пространстве энергией с помощью струйного насоса-эжектора, устанавливаемого в приемном коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры. При работе УЭЦН скважинная жидкость на устье, протекая через струйный насос, создает разрежение, которое через открытую задвижку отсасывает часть газа из затрубного пространства скважины. Разрежение в затрубном пространстве скважины позволяет увеличить выход газа из скважинной жидкости и отбор его от сепаратора насоса, что улучшает условия всасывания и увеличивает приток скважинной жидкости из пласта, что в целом повышает КПД насосной установки. Этот способ является эффективным техническим решением при эксплуатации скважин УЭЦН с применением эжектора для отбора газа из затрубного пространства с этой же скважины. К тому же, для создания необходимого разрежения в затрубном пространстве требуется создавать на эжекторе высокие скорости жидкости и перепады давлений, а любое штуцирование на устье приводит к увеличению нагрузок на ПЭД и снижению наработки насоса. Основной недостаток способа в том, что он не является методом повышения нефтеотдачи, а методом интенсификации притока и оптимизации добычи одиночных добывающих скважин. Здесь нет воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, водогазовыми смесями, нет утилизации попутного газа, нет увеличения коэффициента вытеснения и охвата по неоднородному пласту.

Известен также способ вытеснения нефти из пласта (патент №2170814, Е21В 43/20, номер заявки: 99121601/03. Дата публикации: 20.07.2001. Авторы: Романов Г.В.; Хисамов Р.С.; Муслимов Р.Х.). Из всех рассмотренных способов этот является наиболее близким техническим решением, аналогом и прототипом для предлагаемого нами способа повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных залежей. По этому способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины связывают и определяют с затрубным пространством добывающих скважин для утилизации их попутного газа. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Несмотря на оригинальность решений этот способ имеет ряд недостатков. Недостатком указанного способа является то, что эжектор находится на забое нагнетательной скважины и для устранения любых неисправностей требуется ремонт скважины с пуско-подъемными операциями. Сложность обслуживания и невозможность регулировать работу эжектора, нет возможности контроля за расходом жидкости и давлением. Закачка воды производится по затрубному пространству при ограниченном давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, это ограничивает подбор кандидатов скважин. Закачка воды по затрубному пространству создает опасность нарушения эксплуатационной колонны, ускоряет процесс коррозии, снижается надежность герметичности. При этом способе не предусматривается закачка осадкогелеобразующих композиций при неоднородных пластах с естественной и исскуственной трещиноватостью, соответственно, будет ниже коэффициент нефтеотдачи.

В отличие от прототипа технический результат заявляемого технического решения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин предварительной закачкой осадкогелеобразующих композиций с блокированием промытых высокопроницаемых каналов, последующей закачкой и продавкой через устьевой эжектор водогазовой смеси с дополнительным довытеснением остаточной нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирается с помощью струйного насоса-эжектора с затрубья добывающих скважин на кусту. При этом способе одновременно решается проблема сохранения, утилизация ресурсов попутного газа с добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов.

Технический результат достигается тем, что в комплексном способе вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве осадкогелеобразующих композиций можно применять составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы. Кроме того, ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад. При необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение, а закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.

В заявляемом способе одновременно производится выравнивание приемистости нагнетательной скважины с последующим увеличением нефтеотдачи и увеличением продуктивности добывающих с последующей интенсификацией притока. Для повышения нефтеотдачи с выравниванием профиля приемистости закачиваются в пласт последовательно осадкогелеобразующие составы и затем через устьевой струйный насос-эжектор водогазовая смесь. Закачка через эжектор в нагнетательной скважине осадкогелеобразующих составов и водогазовой смеси производится в трубное пространство, через насосно-компрессорные трубы в пласт, эксплутационная колонна защищена пакером. Устьевым эжектором для водогазовой смеси используется попутный газ с затрубья не только одной выбранной скважины с УЭЦН, УШГН, но и от группы скважин на кусту. Снижение затрубного давления по группе скважин на кусту приводит к снижению коллекторного давления на нефтесборе, и, как следствие, это ведет к увеличению дебитов этих скважин. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Для увеличения приемистости, спуска приборов для ГИС при закачке химических растворов, кислот, растворителей не требуется изменение устьевой обвязки и демонтаж эжектора, все работы можно производить через лубрикаторную задвижку.

На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины с устьевым эжектором и затрубным пространством добывающей скважины, цифрами обозначены: 1 - лубрикаторная задвижка; 2 - манометр; 3 - буферная задвижка; 4 - манифольдная задвижка; 5 - струйный насос-эжектор; 6 - центральная задвижка; 7 - затрубная задвижка; 8 - линия инжекции затрубного газа; 9 - кабель КРБК с кабельным вводом; 10 - штуцер; 11 - обратный клапан; 12 - патрубок эхолотирования затрубного пространства добывающей скважины; 13 - затрубная задвижка добывающей скважины; 14 - вентиль на газовой линии.

Способ осуществляют следующим образом.

Струйный насос-эжектор устанавливают на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты. Предварительно производят последовательную закачку осадкогелеобразующих композиций в нагнетательную скважину для выравнивания профиля приемистости. Затем производят продавку водой через эжектор с созданием разрежения в газоотводной линии от затрубъя добывающих скважин. Затрубный газ со скважин забирают с помощью струйного насоса-эжектора, смешивают с водой и закачивают в пласт. Последующая закачка и продавка через устьевой эжектор водогазовой смеси производит дополнительное вытеснение остаточной нефти.

В качестве осадкогелеобразующих композиций могут быть использованы составы на водной основе - силикат натрия или полимеры или вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие системы. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Количество газа попутного и концентрация его в смеси воды зависит от приемистости скважины и давления закачки. Для доказательства соответствия заявленного изобретения приводим конкретные примеры практического опробирования способа. Работы проведены на месторождениях Западной Сибири: на Самотлорском и Орехово-Ермаковском.

Пример 1. Практическое применение предлагаемого способа произведено на кусту 1241 Самотлорского месторождения. Устьевой струйный насос-эжектор был установлен на устье нагнетательной скважины 31314 вместо устьевого штуцера. Для инжекции затрубного газа выбрана скважина, оборудованная УЭЦН 37139, продуктивный пласт АВ1-2. Скважина 31314 до эксперимента имела приемистость 250 м3/сут при диаметре шт. 3,5 мм, при Рнаг=9,7 МПа, до штуцера и после него 5,0 МПа. Скважина 37139 работала с параметрами Ндин=1400 м, дебит 60 м3/сут, затрубное давление 1,6 МПа. После эжектора на устье нагнетательной скважины, с линии инжекции через обратный клапан произвели линию обвязки на затрубное пространство скважины 37139. Устьевая обвязка скважин 31314 и 37139 для ВГВ. В эжектор установили сопло и диффузор в соотношении 3,7×5,6 и запустили скважины в работу. В результате закачки воды через устьевой эжектор приемистость скважины стала 220 м3/сут, давление на входе - 10 МПа, после - 4 МПа. Затрубное давление скважины 37139 снизилось с 1,6 МПа до 0,5 МПа. Динамический уровень в скважине увеличился на 200 метров, увеличился дебит на 15 м3/сут, и общее количество инжектируемого газа составляло в пределах 1500 м3/сут. Результаты практического испытания подтвердили эффективность и работоспособность предлагаемого способа.

Пример 2. Следующие испытания прошли на Орехово-Ермаковском месторождении в нагнетательной скважине 574 и добывающей 2400. По промысловым данным по добывающей скважине 2400 за счет использования струйного насоса-эжектора давление в затрубном пространстве снизилось с 2,2 МПа до 0,2 МПа, увеличился дебит жидкости с 80 м3/сут до 114 м3/сут, увеличилась добыча нефти с 14 т/сут до 18 т/сут при динамическом уровне 1300 метров. За период испытаний на скважинах с мая по ноябрь 2011 г. эффективность не изменилась, особых осложнений и гидратообразований на линии инжекции не установлено. Успешность предложенной технологии по утилизации попутного газа из затрубного пространства скважин с последующей закачкой ВГС в нагнетательные скважины с устьевым струйным насосом-эжектором подтверждена на примере двух скважин.

1. Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов, характеризующийся тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве осадкогелеобразующих композиций применяют составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.

www.findpatent.ru

КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТЬЕВЫХ ЭЖЕКТОРОВ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как из терригенных, так и карбонатных коллекторов. Этот способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными, неравномерно вырабатываемыми пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями (НФС). Предлагаемое изобретение представляет совокупность физико-химического метода повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия на пласт и увеличения интенсификации притока добывающих скважин.

В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (далее КИН), который в 1960 г. был равен 51%, к 2000 г. уменьшился до 35%, а к настоящему времени снизился до 27-28%, что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Кроме того, при разработке отечественных месторождений в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). С учетом отечественного и зарубежного опыта, предложенный нами комбинированный способ закачки в нагнетательные скважины осадкогелеобразующих композиций с последующим водогазовым воздействием при использовании попутного газа добывающих скважин на кусту, позволит значительно повысить нефтеотдачу пластов неоднородных нефтяных залежей.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов и регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2090746, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта. Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Основным недостатком способа является то, что для трудноизвлекаемых пластов с ярко выраженной неоднородностью с искусственными или естественными трещинами необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, к тому же, при малейшем отклонении от технологии происходит осаждение глинистых частиц на забой скважины. Способ малоэффективен из-за недостаточного увеличения остаточного фактора сопротивления в трещиноватых зонах пласта, поэтому результат кратковременный с низким коэффициентом нефтеотдачи, низким коэффициентом вытеснения. Для дополнительного вытеснения остаточной нефти в этом способе не применяется водогазовое воздействие и не используются способы утилизации попутного газа.

Известен также способ утилизации попутного газа с созданием разрежения в затрубном пространстве добывающей скважины, оборудованной УЭЦН. Применяется комбинированная схема с установкой струйного насоса-эжектора на устье скважины, в коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры (Устройство для эксплуатации скважин. Полезная модель RU 50596 U1. Автор Михеев П.Е. Заявка №2005121484/22 от 11.07.2005 г.).

Основой в рассматриваемом способе Михеева П.Е. является создание разрежения в затрубном пространстве энергией с помощью струйного насоса-эжектора, устанавливаемого в приемном коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры. При работе УЭЦН скважинная жидкость на устье, протекая через струйный насос, создает разрежение, которое через открытую задвижку отсасывает часть газа из затрубного пространства скважины. Разрежение в затрубном пространстве скважины позволяет увеличить выход газа из скважинной жидкости и отбор его от сепаратора насоса, что улучшает условия всасывания и увеличивает приток скважинной жидкости из пласта, что в целом повышает КПД насосной установки. Этот способ является эффективным техническим решением при эксплуатации скважин УЭЦН с применением эжектора для отбора газа из затрубного пространства с этой же скважины. К тому же, для создания необходимого разрежения в затрубном пространстве требуется создавать на эжекторе высокие скорости жидкости и перепады давлений, а любое штуцирование на устье приводит к увеличению нагрузок на ПЭД и снижению наработки насоса. Основной недостаток способа в том, что он не является методом повышения нефтеотдачи, а методом интенсификации притока и оптимизации добычи одиночных добывающих скважин. Здесь нет воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, водогазовыми смесями, нет утилизации попутного газа, нет увеличения коэффициента вытеснения и охвата по неоднородному пласту.

Известен также способ вытеснения нефти из пласта (патент №2170814, Е21В 43/20, номер заявки: 99121601/03. Дата публикации: 20.07.2001. Авторы: Романов Г.В.; Хисамов Р.С.; Муслимов Р.Х.). Из всех рассмотренных способов этот является наиболее близким техническим решением, аналогом и прототипом для предлагаемого нами способа повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных залежей. По этому способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины связывают и определяют с затрубным пространством добывающих скважин для утилизации их попутного газа. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Несмотря на оригинальность решений этот способ имеет ряд недостатков. Недостатком указанного способа является то, что эжектор находится на забое нагнетательной скважины и для устранения любых неисправностей требуется ремонт скважины с пуско-подъемными операциями. Сложность обслуживания и невозможность регулировать работу эжектора, нет возможности контроля за расходом жидкости и давлением. Закачка воды производится по затрубному пространству при ограниченном давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, это ограничивает подбор кандидатов скважин. Закачка воды по затрубному пространству создает опасность нарушения эксплуатационной колонны, ускоряет процесс коррозии, снижается надежность герметичности. При этом способе не предусматривается закачка осадкогелеобразующих композиций при неоднородных пластах с естественной и исскуственной трещиноватостью, соответственно, будет ниже коэффициент нефтеотдачи.

В отличие от прототипа технический результат заявляемого технического решения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин предварительной закачкой осадкогелеобразующих композиций с блокированием промытых высокопроницаемых каналов, последующей закачкой и продавкой через устьевой эжектор водогазовой смеси с дополнительным довытеснением остаточной нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирается с помощью струйного насоса-эжектора с затрубья добывающих скважин на кусту. При этом способе одновременно решается проблема сохранения, утилизация ресурсов попутного газа с добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов.

Технический результат достигается тем, что в комплексном способе вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве осадкогелеобразующих композиций можно применять составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы. Кроме того, ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад. При необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение, а закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.

В заявляемом способе одновременно производится выравнивание приемистости нагнетательной скважины с последующим увеличением нефтеотдачи и увеличением продуктивности добывающих с последующей интенсификацией притока. Для повышения нефтеотдачи с выравниванием профиля приемистости закачиваются в пласт последовательно осадкогелеобразующие составы и затем через устьевой струйный насос-эжектор водогазовая смесь. Закачка через эжектор в нагнетательной скважине осадкогелеобразующих составов и водогазовой смеси производится в трубное пространство, через насосно-компрессорные трубы в пласт, эксплутационная колонна защищена пакером. Устьевым эжектором для водогазовой смеси используется попутный газ с затрубья не только одной выбранной скважины с УЭЦН, УШГН, но и от группы скважин на кусту. Снижение затрубного давления по группе скважин на кусту приводит к снижению коллекторного давления на нефтесборе, и, как следствие, это ведет к увеличению дебитов этих скважин. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Для увеличения приемистости, спуска приборов для ГИС при закачке химических растворов, кислот, растворителей не требуется изменение устьевой обвязки и демонтаж эжектора, все работы можно производить через лубрикаторную задвижку.

На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины с устьевым эжектором и затрубным пространством добывающей скважины, цифрами обозначены: 1 - лубрикаторная задвижка; 2 - манометр; 3 - буферная задвижка; 4 - манифольдная задвижка; 5 - струйный насос-эжектор; 6 - центральная задвижка; 7 - затрубная задвижка; 8 - линия инжекции затрубного газа; 9 - кабель КРБК с кабельным вводом; 10 - штуцер; 11 - обратный клапан; 12 - патрубок эхолотирования затрубного пространства добывающей скважины; 13 - затрубная задвижка добывающей скважины; 14 - вентиль на газовой линии.

Способ осуществляют следующим образом.

Струйный насос-эжектор устанавливают на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты. Предварительно производят последовательную закачку осадкогелеобразующих композиций в нагнетательную скважину для выравнивания профиля приемистости. Затем производят продавку водой через эжектор с созданием разрежения в газоотводной линии от затрубъя добывающих скважин. Затрубный газ со скважин забирают с помощью струйного насоса-эжектора, смешивают с водой и закачивают в пласт. Последующая закачка и продавка через устьевой эжектор водогазовой смеси производит дополнительное вытеснение остаточной нефти.

В качестве осадкогелеобразующих композиций могут быть использованы составы на водной основе - силикат натрия или полимеры или вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие системы. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Количество газа попутного и концентрация его в смеси воды зависит от приемистости скважины и давления закачки. Для доказательства соответствия заявленного изобретения приводим конкретные примеры практического опробирования способа. Работы проведены на месторождениях Западной Сибири: на Самотлорском и Орехово-Ермаковском.

Пример 1. Практическое применение предлагаемого способа произведено на кусту 1241 Самотлорского месторождения. Устьевой струйный насос-эжектор был установлен на устье нагнетательной скважины 31314 вместо устьевого штуцера. Для инжекции затрубного газа выбрана скважина, оборудованная УЭЦН 37139, продуктивный пласт АВ1-2. Скважина 31314 до эксперимента имела приемистость 250 м3/сут при диаметре шт. 3,5 мм, при Рнаг=9,7 МПа, до штуцера и после него 5,0 МПа. Скважина 37139 работала с параметрами Ндин=1400 м, дебит 60 м3/сут, затрубное давление 1,6 МПа. После эжектора на устье нагнетательной скважины, с линии инжекции через обратный клапан произвели линию обвязки на затрубное пространство скважины 37139. Устьевая обвязка скважин 31314 и 37139 для ВГВ. В эжектор установили сопло и диффузор в соотношении 3,7×5,6 и запустили скважины в работу. В результате закачки воды через устьевой эжектор приемистость скважины стала 220 м3/сут, давление на входе - 10 МПа, после - 4 МПа. Затрубное давление скважины 37139 снизилось с 1,6 МПа до 0,5 МПа. Динамический уровень в скважине увеличился на 200 метров, увеличился дебит на 15 м3/сут, и общее количество инжектируемого газа составляло в пределах 1500 м3/сут. Результаты практического испытания подтвердили эффективность и работоспособность предлагаемого способа.

Пример 2. Следующие испытания прошли на Орехово-Ермаковском месторождении в нагнетательной скважине 574 и добывающей 2400. По промысловым данным по добывающей скважине 2400 за счет использования струйного насоса-эжектора давление в затрубном пространстве снизилось с 2,2 МПа до 0,2 МПа, увеличился дебит жидкости с 80 м3/сут до 114 м3/сут, увеличилась добыча нефти с 14 т/сут до 18 т/сут при динамическом уровне 1300 метров. За период испытаний на скважинах с мая по ноябрь 2011 г. эффективность не изменилась, особых осложнений и гидратообразований на линии инжекции не установлено. Успешность предложенной технологии по утилизации попутного газа из затрубного пространства скважин с последующей закачкой ВГС в нагнетательные скважины с устьевым струйным насосом-эжектором подтверждена на примере двух скважин.

КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТЬЕВЫХ ЭЖЕКТОРОВ

edrid.ru