Способ разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, разработке и эксплуатации мелких и средних по запасам нефтяных месторождений, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов. Обеспечивает повышение технологической и экологической эффективности разработки за счет совмещения технологий разработки и эксплуатации месторождений и добычи нефти в один замкнутый безотходный технологический цикл с утилизацией крупнотоннажных попутно добываемых с нефтью или получаемых в результате сжигания газа продуктов-отходов: попутного нефтяного газа, пластовой воды и выхлопных - дымовых газов энергоагрегатов. Сущность изобретения: способ включает бурение эксплуатационных скважин, обустройство нефтяного месторождения, добычу нефти, разделение добываемой продукции скважины на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующую закачку нефтяного газа и пластовой воды в скважину. Согласно изобретению добычу нефти совмещают в единый безотходный технологический цикл с утилизацией попутно получаемых продуктов и увеличением нефтеотдачи пластов. Этот цикл включает первичную подготовку нефти, газа и воды, выработку тепловой и электрической энергии, приготовление, прямое сжатие, нагрев закачиваемой газожидкостной смеси за счет избыточного тепла выхлопных газов и закачку газожидкостной смеси в скважину. При этом осуществляют также регулирование выработки пластов по толщине и площади. Закачку попутного нефтяного газа и воды осуществляют в виде газожидкостной смеси с содержанием газа в газожидкостной смеси в пластовых условиях в объемных долях от 0,2 до 0,8 или чередующихся оторочек воды и газа объемом не более 0,1 от объема нефтенасыщенных пор участка месторождения, обслуживаемого нагнетательной скважиной, с соотношением объема газовой и водяной оторочек в объемных долях от 0,2 до 0,8. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, разработке и эксплуатации мелких и средних по запасам нефтяных месторождений, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов.

Наиболее массовыми попутно добываемыми продуктами, негативно влияющими на экологию региона нефтедобычи, являются попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовая минерализованная вода. Оба продукта могут нанести значительный ущерб окружающей среде: ПНГ рассеивается в атмосфере или сжигается в факелах, выделяя токсичные (СО, NO_x) и парниковые (CO₂, СН₄) газы, а сточная вода может оказаться источником загрязнения поверхностных и подземных вод остатками нефтепродуктов и избыточными солями.

Существуют три основных способа, позволяющих утилизировать и использовать попутно добываемую воду и ПНГ на месте добычи при разработке нефтяных месторождений.

Первый из них позволяет очистить пластовые воды, попутно добываемые с нефтью до кондиции, требуемой для закачки, и закачать их в пласт (Тронов В.П., Тронов А.В. «Очистка вод различных типов для использования в системе ППД». Издательство ФЭН, Казань, 2001 г.). Но эта технология не решает проблемы утилизации ПНГ.

Второй способ предусматривает использование ПНГ в качестве топлива для выработки тепловой и электрической энергии и достаточно широко применяется не промыслах (Грайфер В.И., Максутов Р.А. «Научно-технические основы энергоресурсосбережения и экологической безопасности нефтяного производства», изд. «Нефть и Капитал». Научно-технический журнал «Технология ТЭК», №1(14), с.70, 2004 г.). Но утилизация ПНГ является целью применения этой технологии лишь в той мере, в какой есть потребность в энергии, и, кроме того, не решает проблем утилизации попутно добываемой воды.

И, наконец, третий способ, принятый нами за прототип, предусматривает использование ПНГ и воды для закачки в пласт в виде газожидкостной смеси как альтернативы заводнению, и ставит своей основной целью увеличение нефтеотдачи пластов (Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркан М.Ф., Абатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. «Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению». Ж. «Интервал», №4-5 с.63-64, 2004 г.). Объем утилизации попутно добываемых продуктов в этом случае зависит от оптимального соотношения газожидкостной смеси и объемов закачки для достижения заданного уровня нефтеотдачи пластов. Полная утилизация попутно добываемых продуктов не является целью этого способа.

Все известные способы имеют следующие принципиальные недостатки, ограничивающие возможности их широкого применения:

- односторонняя направленность на утилизацию одного продукта: попутно добываемой воды или ПНГ для закачки в пласт или выработки энергии без учета баланса и динамики добычи попутных продуктов: ПНГ и воды, а также возможностей их полной утилизации;

- отсутствие в применяемой технологии экологической направленности, позволяющей использовать весь объем крупнотоннажных отходов в технологическом цикле добычи и подготовки продукции скважин и увеличения нефтеотдачи пластов на месте добычи нефти в полном объеме;

- обязательное наличие постороннего источника тепловой и электрической энергии, необходимой для осуществления способа.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение технологической и экологической эффективности разработки нефтяных месторождений за счет совмещения технологий разработки и эксплуатации месторождений и добычи нефти в один замкнутый безотходный технологический цикл с утилизацией крупнотоннажных попутно добываемых с нефтью или получаемых в результате сжигания газа продуктов-отходов: попутного нефтяного газа, пластовой воды и выхлопных (дымовых) газов энергоагрегатов.

Указанная задача решается тем, что в способе нагнетания в скважину газожидкостной смеси, включающем бурение эксплуатационных скважин, обустройство нефтяного месторождения, добычу нефти, разделение добываемой продукции из скважины на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующую закачку нефтяного газа и пластовой воды в скважину, согласно изобретению добычу нефти совмещают в единый безотходный технологический цикл с утилизацией попутно получаемых продуктов и увеличением нефтеотдачи пластов, включающий первичную подготовку нефти, газа и воды, выработку тепловой и электрической энергии, приготовление, прямое сжатие, нагрев закачиваемой газожидкостной смеси за счет избыточного тепла выхлопных газов и закачку газожидкостной смеси в скважину, причем закачку попутного нефтяного газа и воды в виде газожидкостной смеси осуществляют с содержанием газа в газожидкостной смеси в пластовых условиях в объемных долях от 0,2 до 0,8 или чередующихся оторочек воды и газа объемом не более 0,1 от объема нефтенасыщенных пор участка месторождения, обслуживаемого нагнетательной скважиной с соотношением объема газовой и водяной оторочек в объемных долях от 0,2 до 0,8, причем регулирование выработки пластов по толщине многопластового месторождения осуществляют временным блокированием высокопроницаемых пластов путем закачки газожидкостной смеси с содержанием газовой фазы 0,8 и более от объема газожидкостной смеси в пластовых условиях, а регулирование выработки пластов по площади осуществляется путем перевода добывающих скважин на периодическую эксплуатацию при увеличении газового фактора в два раза и остановки скважины после предельного обводнения, при этом недостаток необходимого количества воды и(или) попутного газа восполняют из внешних источников, например нагнетаемую пластовую воду заменяют или дополняют водой из поверхностных источников, а нагнетаемый попутный нефтяной газ заменяют или дополняют природным газом или выхлопным газом энергогенераторов, а часть попутного нефтяного газа используют для выработки электрической и тепловой энергии, необходимой для реализации способа.

Таким образом, весь избыточный от топливно-энергетических нужд промысла попутно добываемый нефтяной газ и попутно добываемая сточная вода закачиваются в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи пластов.

В этом случае отходы используются в качестве топлива и рабочих агентов для реализации основного технологического цикла - вытеснения нефти с повышенной нефтеотдачей и таким образом становятся обязательными для утилизации в основной технологии независимо от внешней конъюнктуры.

Таким образом экологические проблемы будут решаться автоматически при выполнении технологического процесса, предусмотренного проектом, независимо от других внешних факторов.

На чертеже представлена схема для осуществления предлагаемого способа нагнетания в скважину газожидкостной смеси.

Схема нагнетания в скважину газожидкостной смеси состоит из источника водоснабжения и газа добывающей скважины 1, узла предварительного сброса воды и сепарации газа 2, тепловой электростанции 3 газового счетчика - регулятора подачи воды в поток газа 4, мультифазной насосно-компрессорной установки 5, подпорного водяного насоса 6, дозатора поверхностно-активных веществ и ингибиторов коррозии 7, бустерной насосно-компрессорной установки 8, теплообменника 9, нагнетательных скважин 10 и дозатора подачи ингибиторов гидратообразования 11. Теплообменник 9 размещен между бустерной насосно-компрессорной установкой 8 и нагнетательной скважиной 10. Для утилизации дымовых газов система включает дымосос 12, устройство для дожигания избыточного кислорода 13, фильтр-сепаратор 14, компрессор 15, факел 16 и отстойник 17.

Предлагаемый способ нагнетания в скважину газожидкостной смеси осуществляют следующим образом.

После бурения скважин 1 и обустройства месторождения газ из установки предварительного сброса воды и сепарации газа 2 поступает в качестве топлива в теплоэлектростанцию 3, а избыток его - на прием мультифазной насосно-компрессорной установки 5. При давлении закачки на устье нагнетательной скважины от 10 до 30,0 МПа сжатие производится в две ступени с помощью насосно-компрессорных агрегатов: мультифазной насосно-компрессорной установки 5, сжимающего водогазовую смесь от 0,5 МПа по всасывающей линии до 5,0 МПа в выкидной линии, и досжатие газа до рабочего давления 30 МПа осуществляется бустерной насосно-компрессорной установкой 8. Дозирование воды в количестве, обеспечивающем оптимальное водогазовое соотношение в пластовых условиях, производится на входе первой ступени сжатия с помощью газового счетчика-регулятора подачи воды 4 и поддерживается автоматически при возможных изменениях производительности скважины. По мере убывания объема добываемого газа для обеспечения потребности технологии и необходимости продолжения закачки газожидкостной смеси начинают закачку инертного газа, получаемого из выхлопных газов ТЭС. Для этого дымовые газы с помощью дымососа 12 подаются в камеру дожига 13 вместе с определенным расчетным количеством топлива (попутным газом) с целью снижения избыточного кислорода до нормативных показателей, далее поток газов поступает в теплообменник 9, охлаждается, нагревая газожидкостную смесь, и компрессором 15 подается в линию мультифазной насосно-компрессорной установки 5 и далее - по схеме. Для образования устойчивой мелкодисперсной газожидкостной смеси в поток воды во всасывающую линию насоса с помощью дозатора 7 подается ПАВ, например МЛ-нефтенол, и стабилизатор, например КМЦ, или жидкое стекло. Сепарация инертного газа от возможной сажи и воды осуществляется в фильтре-сепараторе 14. Для борьбы с гидратообразованием в условиях вечной мерзлоты предусматривается дозатор метанола 11. Для предотвращения коррозии в поток газожидкостной смеси дозатором 7 подается ингибитор коррозии.

Сточная вода перед закачкой в пласт подвергается технологической подготовке по известным технологиям, если ее качество не соответствует требованиям, предъявляемым нормативами к качеству закачиваемой воды.

Процесс вытеснения нефти газожидкостной смесью известен и был испытан на многих месторождениях, в частности впервые на Битковском месторождении (Украина) (Иванищин B.C., Карнаушевская Ж.И., Лискевич Е.И. «Об эффективности создания газожидкостной репресии на Битковском месторождении». «Нефтяное хозяйство», №5, 1973 г., с.35-37). Результаты лабораторных исследований на образцах пород Битковского месторождения с соблюдением термогидродинамических параметров пласта показали, что при нагнетании двух поровых объемов газожидкостной смеси коэффициент вытеснения достиг 0,74 (в то время как при нагнетании воды он был равен 0,55, а при нагнетании газа - 0,49). При этом содержание компонентов в газоводяной смеси должно быть в пределах 20-80%. Другими словами, высокий коэффициент нефтеотдачи обеспечивается при содержании газа в воде в пластовых условиях от 20 до 80%.

Возможность варьирования содержания газа в воде от 0,2 до 0,8 позволяет создавать технологии и режимы закачки газожидкостной смеси для вытеснения нефти, обладающие высокими коэффициентами нефтеотдачи, и одновременно варьировать объемы утилизации добываемого ПНГ и попутно добываемой воды в широких пределах.

Допускается попеременная закачка воды и газа оторочками. Количество каждого из агентов (газа и воды), закаченного за один прием (цикл), выраженное в долях первоначального нефтенасыщенного порового объема, не должно превышать 0,1. В этом случае циклическая закачка газа и воды позволяет достигнуть такого же коэффициента нефтеизвлечения, как и при нагнетании газоводяной смеси (Иванищин B.C., Карнаушевская Ж.И., Лискевич Е.И. «Об эффективности создания газожидкостной репресии на Битковском месторождении», ж. «Нефтяное хозяйство», 1973 г., №5, с.35-37).

В результате экспериментальных исследований эффективности водогазового воздействия на различных стадиях выработки моделей пласта заводнением установлено, что водогазовое воздействие на любой стадии заводнения пористой среды приводит к дополнительному вытеснению нефти. Отсюда следует, что предлагаемая технология может быть реализована на практике на любой стадии разработки любого нефтяного месторождения.

При разработке многопластовых месторождений единым фильтром проницаемость отдельных пластов может колебаться в широких пределах - от нескольких дарси до полной непроницаемости. При поддержании пластового давления методом заводнения нагнетаемая в пласт вода быстрее вытесняет нефть из высокопроницаемых пропластков, по ним же происходит обводнение эксплуатационных скважин. Закачка газожидкостной смеси для вытеснения нефти позволяет достаточно эффективно решать эту проблему путем снижения приемистости вплоть до полного прекращения за счет временного блокирования высокопроницаемых пластов с помощью закачки оторочки газожидкостной смеси (пены) с высоким содержанием газовой фазы (Амиян В.А., Васильев В.К. «Технология закачки пены в пласт для регулирования продвижения пластовых вод». Сборник научных трудов ВНИИ, вып.51 «Исследования в области техники и технологии добычи нефти», М., 1971 г.) (газосодержание - более 0,6) как в нагнетательные, так и эксплуатационные скважины.

Вытеснение нефти газожидкостной смесью с дозированным малым объемным содержанием газовой фазы (0,20-0,25 в пластовых условиях) предотвращает кинжальные прорывы газа к эксплуатационным скважинам. В случае прохождения фронта нагнетания газожидкостной смеси через эксплуатационную скважину газовый фактор возрастет на величину содержания его в газожидкостной смеси. Для условий месторождений Западной Сибири при газовом факторе 50-100 м³/т он может увеличиться кратно. В этом случае скважина переводится на периодический режим эксплуатации или, в случае достижения предельно максимального значения обводнения, закрывается. Таким образом, осуществляется регулирование фронта нагнетания или выработки пластов по площади. В конце разработки месторождение постепенно преобразуется в подземное хранилище попутного газа и в случае необходимости может эксплуатироваться в газовом режиме с попутно добываемой водой и нефтью.

В том случае, когда объем избыточного ПНГ недостаточен для реализации технологии нефтеотдачи пластов, его дополняют инертным газом, получаемым из выхлопных газов энергоустановок для выработки тепловой и электрической энергии после дожигания избыточного кислорода, охлаждения, очистки и сжатия. В этом случае содержащаяся в выхлопных газах СО₂ растворяется при сжатии в водной фазе и реализуется вытеснение нефти смесью (эмульсией) азота и карбонизированной воды, что способствует повышению нефтеотдачи (Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Леви Б.И. и др. «Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи», М., Недра, 1976 г.). При содержании в карбонизированный воде 1% СО₂ можно увеличить коэффициент вытеснения (доотмыва) на 6%. Из одного объема попутного газа после его сжигания в двигателях внутреннего сгорания или в топках теплогенератора можно получить 16 объемов выхлопных газов, а полученная при этом энергия позволяет сжать этот газ. Избыточное тепло выхлопных газов после дожигания используется для нагрева газожидкостной смеси, нагнетаемой в скважину, что позволяет предотвращать гидратообразование в нагнетательной линии и предотвращать охлаждение пластов, наблюдаемого при закачке холодной воды. В этом случае должны быть приняты меры по теплоизоляции насосно-компрессорных труб, например путем заполнения затрубного пространства газом или пеной.

Проблемы, возникающие при утилизации попутно добываемых с нефтью продуктов, удорожающие процесс добычи нефти, в большей мере связаны с многолетними традициями, заключающимися в искусственном отделении технологии добычи нефти и увеличения нефтеотдачи от технологии утилизации попутно добываемых продуктов. Предлагаемая технология позволяет довести утилизацию попутного газа и воды до 100% и создать безотходную технологию, при этом увеличить нефтеотдачу на 5-20%. Повышается также коэффициент полезного действия процесса (коэффициент использования химической энергии топлива газа).

1. Способ разработки нефтяных месторождений, включающий бурение эксплуатационных скважин, обустройство нефтяного месторождения, добычу нефти, разделение добываемой продукции скважины на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующую закачку нефтяного газа и пластовой воды в скважину в виде газожидкостной смеси, отличающийся тем, что добычу нефти совмещают в единый безотходный технологический цикл, с утилизацией попутно получаемых продуктов и увеличением нефтеотдачи пластов, включающий первичную подготовку нефти, газа и воды, выработку тепловой и электрической энергии, приготовление, прямое сжатие, нагрев закачиваемой газожидкостной смеси за счет избыточного тепла выхлопных газов и закачку газожидкостной смеси в скважину, а также регулирование выработки пластов по толщине и площади, причем закачку попутного нефтяного газа и воды в виде газожидкостной смеси осуществляют с содержанием газа в газожидкостной смеси в пластовых условиях в объемных долях от 0,2 до 0,8 или чередующихся оторочек воды и газа объемом не более 0,1 от объема нефтенасыщенных пор участка месторождения, обслуживаемого нагнетательной скважиной, с соотношением объема газовой и водяной оторочек в объемных долях от 0,2 до 0,8.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирование выработки пластов по толщине многопластового месторождения осуществляют временным блокированием высокопроницаемых пластов путем закачки газожидкостной смеси с содержанием газовой фазы 0,8 и более от объема газожидкостной смеси в пластовых условиях.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулирование выработки пластов по площади осуществляют путем перевода добывающих скважин на периодическую эксплуатацию при увеличении газового фактора в два раза и остановки скважины после предельного обводнения.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что недостаток необходимого количества воды и/или попутного газа восполняют из внешних источников, причем нагнетаемую пластовую воду дополняют водой из поверхностных источников, а нагнетаемый попутный нефтяной газ дополняют природным газом или выхлопным газом энергогенераторов.