Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет насыщения высоконапорного газа дополнительно фракциями C_2+высш. при одновременном исключении необходимости в компримировании низконапорного газа с применением компрессорных или других силовых установок. Сущность изобретения: способ включает подачу в нефтяную залежь через нагнетательную скважину водогазовой смеси, приготовленной на устье нагнетательной скважины с помощью смесительного устройства, подачу на смесительное устройство под давлением воды и газа. Согласно изобретению в поток газа перед его подачей на смесительное устройство вводят с помощью эжектора легкие фракции углеводородов, например, нефть, газовый конденсат, попутный - нефтяной газ или смесь низконапорного газа с фракциями углеводородов C_2+высш.. При этом смешение высоконапорного газа с потоком газа, имеющего повышенную концентрацию углеводородов фракций C_2+высш., осуществляют с помощью эжектора, установленного в газовой скважине на лифтовой колонне труб над кровлей высоконапорного газового пласта. Поток газа из высоконапорного газового пласта в затрубном - кольцевом пространстве скважины изолируют с помощью разобщителя - пакера от низконапорного потока газа и подают на сопло высокого давления эжектора. При этом поток низконапорного газа с повышенным содержанием фракций C_2+высш., подаваемого с устья скважины по кольцевому - затрубному пространству газовой скважины, направляют в камеру низкого давления этого эжектора. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием, в целях повышения нефтеотдачи, водогазовой смеси.

Известны способы разработки нефтяных залежей с закачкой в пласт водогазовой смеси - патенты РФ №:2088752, 2269646, 2321731, 2391495, 2060378. Водогазовую смесь готовят путем смешения воды и углеводородного, или иного газа или смеси газа с жидкостью с применением эжекционных или эжекционно-диспергирующих устройств.

Недостатком известных способов является либо недостаточно высокая величина коэффициента вытеснения нефти закачиваемой в нефтенасыщенный пласт водогазовой смесью - при использовании для приготовления смеси высоконапорного газа с низким содержанием углеводородов фракций С_2+высш. либо большие капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты - при использовании низконапорного попутного (нефтяного) газа, который перед подачей на эжекционно-диспергирующее устройство (ЭДУ) необходимо предварительно компримировать.

Наиболее близким к предлагаемому является способ по патенту №2060378, согласно которому попутный нефтяной низконапорный газ, перед подачей в скважину на смешение с водой в скважинном эжекторе, компримируют с применением установленного на поверхности жидкостно-газового эжектора (фиг.3, 4). Недостатком данного способа является необходимость создавать высоконапорный поток воды, подаваемой в жидкостно-газовые эжекторы, затрачивая на это энергию для работы насосов.

Известно, что при увеличении содержания в вытесняющем нефть газе углеводородов фракций С_2+высш. коэффициент вытеснения нефти газом возрастает (Бутории О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласт. НТС «Нефтепромысловое дело». - 1995, №8-10, с.54-59). Например, при применении вместо сухого углеводородного газа смеси, содержащей 16% компонентов С₂-С₄ и 84% метана, величина прироста коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 2 раза, с 15-16% до 31-32%. Отмечено, что технология воздействия на пласты должна осуществляться с использованием попутного (нефтяного) газа., содержащего в достаточном количестве фракции С_2+высш.. Однако сложность использования попутного (нефтяного) газа обусловлена низким давлением, обычно имеющим место на выходе этого газа из промысловых установок подготовки нефти, в пределах 1-1,5 МПа, а также не всегда в этом газе содержится необходимое количество тяжелых фракций углеводородов.

Обеспечение содержания в подаваемом на ЭДУ газе в необходимых количествах фракции С_2+высш. предлагается при отсутствии попутного (нефтяного) газа с требуемым содержанием углеводородов фракции С_2+высш., осуществлять за счет ввода в поток направляемого в затрубное пространство газовой скважины газа жидких углеводородов - нефти или газового конденсата.

Полученная в скважинном газовом эжекторе, работающем за счет естественной энергии высоконапорного газа, смесь газов, или смесь высоконапорного газа с легкими жидкими углеводородами, направляется на вход ЭДУ с давлением, достаточным для образования ВГС.

Изобретением решаются вопросы повышения коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет насыщения высоконапорного газа дополнительно фракциями С_2+высш. при одновременном исключении необходимости в компримировании низконапорного газа с применением компрессорных или других силовых установок. Полученная в эжекторе, работающем за счет естественной энергии высоконапорного газа, смесь высоконапорного газа с низконапорным (попутным) газом или легкими жидкими углеводородами, направляется на вход ЭДУ с давлением, достаточным для образования ВГС.

Техническое решение задачи. Перед подачей на вход ЭДУ газа, предварительно производят его смешение с фракциями легких углеводородов, например, нефтью, газовым конденсатом или попутным нефтяным газом, имеющим повышенную концентрацию углеводородов фракций С_2+высш., причем смешение осуществляют с применением эжектора, работающего за счет использования энергии потока газа высоконапорного газового пласта.

Новизна. Указанный эжектор устанавливают в газовой скважине над кровлей высоконапорного газового пласта, который является источником энергии, питающей газовый эжектор. В результате смещения на забое газовой скважины высоконапорного пластового газа с подаваемым с устья низконапорным попутным (нефтяным) газом или смесью газа с жидкими легкими углеводородами увеличивается концентрация фракций С_2+высш. на выходе смеси газов из лифтовых труб газовой скважины и сообщенным с ними ЭДУ, следствием чего является дополнительное повышение концентрации фракций С_2+высш. на выходе из ЭДУ, и как результат - после прохождения ВГС через обрабатываемый нефтяной пласт дополнительный прирост коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью; за счет применения для смешения газового эжектора, установленного на глубине в стволе высоконапорной газовой скважины, исключается необходимость в применении компрессорной или другой силовой установки, сберегаются энергоресурсы, исключаются затраты на подогрев эжектора.

Существенные отличия. В прототипе - патент РФ №2060378 - в установленном на забое скважины эжекторе используется энергия потока теплоносителя, подаваемого с устья скважины по колонне размещенных в ней лифтовых труб. В предлагаемом способе смешение в скважинном эжекторе высоконапорного газа, обладающим низким содержание углеводородов фракций С_2+высш., с вводимым с устья потоком, имеющим высокое содержание этих фракций, обеспечивается за счет использования на забое скважины энергии высоконапорного пластового газа, для чего предлагается подавать в камеру высокого давления скважинного эжектора высоконапорный газ из газового пласта, вскрытого данной скважиной, а низконапорный попутный (нефтяной) газ иди смесь низконапорного газа с легкими жидкими углеводородами подавать в камеру низкого давления данного эжектора по кольцевому (затрубному) пространству этой же скважины - между стенками колонны обсадных и лифтовых труб, при этом полученная смесь, пройдя в эжекторе камеру смешения, после выхода из эжектора поднимается по колонне лифтовых труб вверх, до устья газовой скважины. Таким образом, в прототипе и в предлагаемом техническом решении колонна лифтовых труб используется по разным назначениям.

Положительный эффект. На входе в камеру низкого давления газового эжектора полезно используется дополнительный напор, создаваемый весом столба попутного (нефтяного) газа или смеси низконапорного газа с легкими жидкими углеводородами. Это обеспечивается за счет разности отметок устья газовой скважины и места установки газового эжектора в скважине, в результате чего на входе в этот эжектор увеличивается давление низконапорного газа, движущегося вниз по затрубному (кольцевому) пространству газовой скважины, а на высоконапорное сопло скважинного газового эжектора поступает газ с давлением, равным забойному в данной скважине, что способствует улучшению гидродинамических условий эжектирования. Кроме того, полезно используется энергия, обычно теряемая при добыче высоконапорного газа при регулировании технологического режима отбора газа из устье газовой скважины с помощью штуцера, а высокая температура породы на глубине установки эжектора исключает образование гидратов в холодное время года, возможное при установке эжектора на поверхности.

На чертеже приведена технологическая схема предлагаемого способа.

Описание чертежа: 1 - нефтяной пласт; 2 - лифтовая колонна труб в нагнетательной скважине; 3 - нагнетательная скважина; 4 - эжекционно-диспергирующее устройстве (ЭДУ); 5 - газовый эжектор; 6 - колонна лифтовых труба в газовой скважине; 7 - газовая скважина: 8 - разобщитель (пакер); 9 - высоконапорный газовый пласт; 10 - камера низкого давления газового эжектора; 11 - высоконапорное сопло газового эжектора; 12 - газопровод; 13 - камера низкого давления ЭДУ; 14 - сопло высокого давления ЭДУ; 15 - отвод трубопровода; 16 - запорное устройство.

Осуществление способа. В нефтяной пласт 1 по лифтовой колонне труб 2 в нагнетательную скважину 3 осуществляется закачка водогазовой смеси (ВГС), образуемой в ЭДУ 4. На вход ЭДУ 4 подается смесь углеводородных газов с заданной повышенной концентрацией фракций С_2+высш. и высоконапорная вода. Смесь углеводородных газов с заданной концентрацией фракций С_2+высш получается в газовом эжекторе 5, установленном на лифтовых трубах 6 в газовой скважине 7 выше разобщителя (пакера) 8, расположенного над кровлей высоконапорного газового пласта 9; камера низкого давления 10 газового эжектора 5 сообщена с полостью затрубного пространства над разобщителем (пакером) 8, а высоконапорное сопло 11 газового эжектора 5 сообщено с полостью затрубного пространства ниже разобщителя (пакера) 5 и далее - с высоконапорным газовым пластом 9. В кольцевое пространство газовой скважины 7 под давлением Р₁ подается низконапорный попутный нефтяной) газ (или смесь низконапорного газа с жидкими углеводородами) с расходом Q₁, который движется вниз и на глубине установки эжектора имеет давление, определяемое формулами

где D₁, F₁, λ₁ - соответственно гидравлический диаметр, площадь живого сечения и коэффициент гидравлических сопротивлений полости кольцевого (затрубного) пространства газовой скважины;

H₁ - расстояние по вертикали от устья газовой скважины до входа в камеру низкого давления 10 газового эжектора 5;

T₁, Z₁ - соответственно средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине полости кольцевого (затрубного) пространства газовой скважины 7;

P_ст, Т_ст - соответственно давление и температура при стандартных условиях;

g - ускорение силы тяжести;

D_ВЭ, D_НЛ - соответственно, внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр лифтовой колонны.

С давлением Р₂ попутный (нефтяной) газ поступает в камеру низкого давления 10 эжектора 5.

На высоконапорное сопло 11 эжектора 5 из газового пласта 9 поступает газ с дебитом (расходом) Q₂ и давлением Р₃, определяемым по формуле

$$P_3{}^2=P_{плг}{}^2-A\cdot Q_2-B\cdot Q_2{}^2,(6)$$

где Р_{пл г} - пластовое давление в газовом пласте 9;

А, В - коэффициенты фильтрационного сопротивления притоку газа в скважину;

Q₂ - дебит газовой скважины.

На выходе из газового эжектора давление смеси газов (P₄) зависит от величин Р₂, Р₃, Q₁, Q₂, а также от размеров основных элементов эжектора и будет находиться в пределах $$P_2<P_4<P_3.(7)$$

Давление смеси газов на устье скважины, Р₅, определяется по формулам

где λ₂, D₂, F₂ - соответственно коэффициент гидравлических сопротивлений, внутренний диаметр, площадь сечения лифтовой колонны 6;

Н₂ - расстояние по вертикали от эжектора 5 до устья газовой скважины;;

Т₂, Z₂ - соответственно средние значения температуры и коэффициента сверхсжимаемости газа по длине лифтовой колонны 6;

Q₃ - расход смеси газов:

$$Q_3=Q_1+Q_2.(11)$$

Далее смесь углеводородных газов по газопроводу 12 направляется в камеру низкого давления 13 ЭДУ 4, а на сопло высокого давления 14 - высоконапорный поток воды.

Полученная в ЭДУ водогазовая смесь (ВГС) подается в нагнетательную скважину 3 и по лифтовой колонне 2 - в нефтяной пласт 1.

Регулирование режимов подачи попутного (нефтяного) и высоконапорного газа на газовый эжектор 5 и подачи воды на ЭДУ 4 осуществляется из заданных условий: концентрации газа в подаваемой в скважину 3 водогазовой смеси и забойного давления в нагнетательной скважине в период закачки ВГС в нефтяной пласт 1. Для этого на линии попутного (нефтяного) газа перед его поступлением в затрубное пространство газовой скважины 7 и на линии смеси газов на выходе из газовой скважины устанавливают расходомеры газа и манометры. На линии подачи воды перед входом в ЭДУ устанавливают расходомер и манометр. Манометр устанавливают также на выходе ВГС из ЭДУ.

При необходимости вводить в поток низконапорного газа жидких углеводородов на линии низконапорного газа предусматривается отвод 15 с запорным устройством 16.

В целях повышения эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемой породы на башмаке спущенных в нагнетательную скважину колонны лифтовых труб 2, устанавливают сьемный диспергатор (на чертеже не показано), а также нагнетание ВГС в пласт 1 ведут в циклическом режиме, изменяя для этого давление на выходе из ЭДУ в пределах от заданного максимального до заданного минимального значения.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий подачу в нефтяную залежь через нагнетательную скважину водогазовой смеси, приготовленной на устье нагнетательной скважины с помощью смесительного устройства, подачу на смесительное устройство под давлением воды и газа, отличающийся тем, что в поток газа перед его подачей на смесительное устройство вводят с помощью эжектора легкие фракции углеводородов, например нефть, газовый конденсат, попутный нефтяной газ или смесь низконапорного газа с фракциями углеводородов C_2+высш, причем смешение высоконапорного газа с потоком газа, имеющего повышенную концентрацию углеводородов фракций C_2+высш, осуществляют с помощью эжектора, установленного в газовой скважине на лифтовой колонне труб над кровлей высоконапорного газового пласта, а поток газа из высоконапорного газового пласта в затрубном - кольцевом пространстве скважины изолируют с помощью разобщителя - пакера от низконапорного потока газа и подают на сопло высокого давления эжектора, при этом поток низконапорного газа с повышенным содержанием фракций C_2+высш, подаваемого с устья скважины по кольцевому - затрубному пространству газовой скважины, направляют в камеру низкого давления этого эжектора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на башмаке колонны лифтовых труб, спущенных в нагнетательную скважину, устанавливают диспергирующее устройство.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что диспергирующее устройство на башмаке спущенных в нагнетательную скважину труб предусматривают в съемном исполнении.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что на выходе из установленного на устье смесительного устройства периодически изменяют давление в пределах от заданного максимального до заданного минимального значения.