Способ разработки нефтяного пласта

 

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе при одновременно-раздельной закачке воды и рабочего агента в качестве последнего закачивают стабильную газоводяную пену. Ее предварительно получают на устье скважины эжектированием или барботированием путем подачи газа под низким давлением и воды под высоким давлением. Закачку пены ведут до обрабатываемого интервала перфорации. Затем ее смешивают с водой высоконапорным струйным инжектором. Полученную смесь закачивают в пласт под воздействием упругих колебаний, например, с помощью гидродинамического генератора. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть эффективно использовано при разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известны способы разработки нефтяных месторождений с применением водогазового воздействия (а. с. СССР N 1546618 кл. E 21 B 43/22, пат. США N 3882940 кл. 166 273).

Недостатком известных способов является низкая эффективность разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ вытеснения нефти из пласта (а.с. СССР N 1810505 E 21 B 43/22).Недостатком известного способа является малое расходное газосодержание приготавливаемой водогазовой смеси, низкая эффективность охвата воздействием неоднородных и слабопроницаемых пластов, значительные материальные затраты, связанные с необходимостью использования специальной наземной техники и оборудования для подготовки на устье газа высокого давления.

Целью изобретения являются повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет увеличения охвата неоднородных и слабопроницаемых пластов воздействием при повышении эффективности приготовления и закачки водогазовой смеси в пласт, расширение применимости метода по геолого-физическим условиям скважин, упрощение технологии и уменьшение материальных затрат.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем закачку в скважину рабочего агента (газа) и воды по раздельным линиям и их смешение на определенной глубине эжектированием, что повышает стабильность и улучшает реологические свойства водогазовой смеси, в качестве рабочего агента подают не газ высокого давления, а стабильную газоводяную пену высокого газосодержания, приготавливаемую на устье скважины эжектированием с использованием попутного газа под низким давлением и воды под высоким давлением, а также поверхностно активных и пеностабилизирующих веществ. Смешение газоводяной пены и воды производят на глубине интервала перфорации с использованием струйного инжектора, причем на выходе последнего, под пакером, устанавливают гидродинамический генератор, продуцирующий на забое интенсивные низкочастотные колебания давления, под воздействием которых полученную водогазовую смесь закачивают в пласт. В отдельных случаях, когда необходимо закачивать водогазовую смесь с повышенным газосодержанием или в значительных объемах, пена может приготавливаться путем барботирования водного раствора поверхностно-активных веществ газом с помощью распылителя, а при малых давлениях в газовой линии с помощью эжектора.

Использование подачи газа низкого давления по газовой линии в прототипе и смешение с водой эжектированием на заданной глубине приводило бы к осень малому расходному газосодержанию получаемой смеси, ввиду того, что в таких условиях струйным эжектированием невозможно одновременно достигать высокие значения коэффициента инжекции и требуемое давление закачки смеси в пласт.

В предлагаемом же способе в газоводяной пене при входе в струйный инжектор на глубине забоя скважины под влиянием гравитации создается давление, достаточное для эффективного струйного смесеобразования газоводяной смеси с достаточно высокими и расходным газосодержанием и давлением закачки в пласт, поскольку в пенной системе подвижность газа существенно уменьшается, то предотвращается расслаивание газоводяной смеси при движении по стволу скважины, воздействие низкочастотными упругими колебаниями приводит к дополнительной диспергации и повышает стабильность образования газожидкостной системы, а также способствует более эффективному проникновению газовых пузырьков и воды в поры коллектора пласта по всему интервалу перфорации скважины, что приводит к увеличению охвата неоднородных и слабопроницаемых пластов процессом вытеснения, а в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи. Отсутствие необходимости подготовки на устье газа высокого давления существенно упрощает технологию и приводит к значительной экономии материальных и технических средств, ненужности существенных капиталовложений для внедрения способа.

На чертеже показана схема реализации предлагаемого способа, включающая струйный эжектор 1 с низконапорными рабочими характеристиками и повышенным значением коэффициента инжекции газа, который устанавливается на входе в затрубье скважины; струйный инжектор 2 с высоконапорными рабочими характеристиками и средним значением коэффициента инжекции, устанавливаемый на спускаемых в скважину насосно-компрессорных трубах 3 выше пакера 4; гидродинамический генератор 5, устанавливаемый на выходе инжектора под пакером на глубине интервала перфорации пласта.

Способ осуществляется следующим образом: в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину интервала перфорации спускают гидродинамический генератор, пакер и струйный инжектор. На устье, колонну НКТ обвязывают с водоводом высокого давления, а к входу в межтрубное пространство подключают установленный в трубе низконапорный струйный эжектор, у которого вход в рабочее сопло также подключен к водоводу высокого давления, а вход в камеру смешения соединен с газовой линией низкого давления.

На начальном этапе, до заполнения межтрубного пространства скважины пеной, скважину копрессируют, для чего к газовой линии подключают и сначала компрессор. В дальнейшем, при распылении воды высокого давления в устьевом эжекторе образуется пена высокого расходного газосодержания, которая поступает в межтрубное пространство скважины с невысоким напорным давлением. Для улучшения пенообразования и повышения стабильности газоводяной смеси в воду добавляют поверхностно-активные и пеностабилизирующие вещества. Через трубы НКТ на вход в рабочее сопло забойного инжектора поступает вода, а по межтрубному пространству на вход в камеру смешения забойного инжектора поступает газоводяная пена. При продвижении по стволу в глубь скважины давление в газоводяной пене растет и на глубине забоя, над пакером, становится достаточно высоким для эффективного струйного инжектирования, так что под пакером на выходе из диффузора инжектора образуется водогазовая смесь с приемлемым газосодержанием и требуемым высоким давлением закачки в пласт.

Проходя через гидродинамический генератор водогазовая смесь продуцирует низкочастотные упругие колебания и при этом за счет вихревых и динамических процессов в генераторе дополнительно диспергируется и стабилизируется. Под действием колебаний давления происходит эффективное проникновение водогазовой смеси в низкопроницаемые поры и трещины коллектора, и осуществляется закачка с увеличением охвата пласта воздействием.

Отметим, что технический результат способа при спуске струйного инжектора на колонне НКТ, в зависимости от его конкретной конструктивной особенности, может достигаться также подачей воды по межтрубному пространству, а рабочего агента по спускаемым трубам. В общем случае возможно несколько вариантов технической реализации способа: вода подается по НКТ, рабочий агент по межтрубному пространству; вода подается по межтрубному пространству рабочий агент по НКТ; вода подается по межтрубному пространству и по дополнительной трубе внутри НКТ, рабочий агент по основной НКТ; и т.д.

Реализация предлагаемого способа поясняется следующим примером. Пусть нефтяная площадь эксплуатируется методом искусственного поддержания пластового давления и разбуривается рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин; имеется нагнетательная скважина с 5-дюймовой обсадной колонной, глубина интервала перфорации 2700 м, приемистость 300 куб/м/сут при забойном давлении закачки 28 МПа. В скважину спускают колонну двух дюймовых насосно-компрессорных труб с установленными на ней забойным струйным инжектором, пакером и гидродинамическим генератором. Струйный инжектор и гидродинамический генератор конструкции "АРМС-МЕДИТ". Глубина установки генератора 2705 м, пакера 2700 м. Осуществляют посадку пакера. Характеристики струйного забойного инжектора рассчитаны согласно методике авторов патента по условиям закачки водогазовой смеси в пласт и соответствуют устьевому давлению воды в водоводе в 18 МПа. Частота и амплитуда колебаний давления генератора выбирается в соответствии с геолого-физическими условиями данного месторождения по методике, имеющейся у авторов патента. Межтрубное пространство скважины соединяют с патрубком, в котором установлен низконапорный струйный эжектор, обеспечивающий смешение воды и газа низкого давления с расходным газосодержанием образующейся пены в 0,65 0,8. После компрессирования скважины, на вход камеры смешения эжектора подключают линию попутного газа, а вход рабочего сопла эжектора и НКТ обвязывают с водоводов. В струйном эжекторе производится образование газоводяной пены, которая поступает в затрубье скважины под давлением 0,3 0,5 МПа. На забое скважины, над пакером давление в газоводяной пене достигает 8 9 МПа. В забойном инжекторе пена смешивается с поступающей по НКТ водой и поступает под пакер с давлением 28,5 МПа с расходом 3,5 куб. дм/сек, что соответствует приемистости скважины при данных условиях. Расходное газосодержание образующейся под пакером смеси 0,4 0,5. Водо-газовая смесь закачивается через скважину в пласт. Увеличение охвата нефтеносного пласта при вытеснении нефти водо-газовой смесью к прилегающим эксплуатационным скважинам приводит к дополнительному нефтеизвлечению нефти из нефтяной залежи и повышается коэффициент нефтеотдачи.

Преимущества метода: возможность использования для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, для извлечения нефти из неоднородных и слабопроницаемых пластов; упрощение технологии, отсутствие необходимости применения специальной наземной техники для подготовки газа высокого давления; существенная экономия материально-технических средств при использовании метода; ненужность больших капиталовложений при внедрении метода в промысловых условиях.

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку воды и рабочего агента одновременно по раздельным линиям, с последующим смешиванием их эжектированием на заданной глубине, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента закачивают предварительно полученную на устье скважины стабильную газоводяную пену, причем закачку ее ведут до обрабатываемого интервала перфорации, где производят смешивание пены и воды высоконапорным струйным инжектором, а полученную водогазовую смесь закачивают в пласт под воздействием упругих колебаний.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями при закачке в пласт водогазовой смеси осуществляют с помощью гидродинамического генератора.

РИСУНКИ

Рисунок 1