Способ разработки нефтяной залежи и устройство для его осуществления
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и увеличение продуктивности скважин по нефти. Сущность изобретения: способ включает отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси. Эту смесь получают на устье скважин эжектированием в струйном насосе газа. При этом водогазовую смесь диспергируют и гомогенизируют. Для этого водогазовую смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее - в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации. Устройство включает струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом газожидкостной смеси. Согласно изобретению устройство снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцовой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для газожидкостной смеси. Струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцовой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана. Полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала. Выход для диспергированной газожидкостной смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцовой стенке камеры струйного диспергатора. 2 н. и 1 з. п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти при разработке нефтяных и нефтегазовых залежей.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательную скважину оторочек пенообразующего агента, газа и воды и отбор нефти через добывающую скважину. В качестве пенообразующего агента используют нефть с нефтерастворимым поверхностно-активным веществом или полимером. Соотношение закачиваемых объемов газа и воды в пластовых условиях определяют по формуле, которая учитывает пенообразующую способность нефти с добавкой нефтерастворимого полимера или нефтерастворимого поверхностно-активного вещества, объемный коэффициент нефти, растворимость закачиваемого газа в нефти и нефтенасыщенность коллектора (Патент РФ №2039226, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1995.07.09).
Недостатком этого способа является потребность в закачке больших количеств нефти и поверхностно-активных веществ. В опытах, описываемых в патенте, в модель пласта закачивали не менее 0,1 порового объема нефти, которая содержала поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5%. Коэффициент вытеснения нефти при нагнетании только воды и газа составлял 0,525, а за счет использования оторочек нефти коэффициент вытеснения увеличивался до 0,74. Следовательно, при обращенной пятиточечной системе расстановки скважин с расстоянием между скважинами 500 м ×500 м, объемном коэффициенте 1,1, пористости 0,2, плотности дегазированной нефти 0,850 кг/м3, эффективной нефтенасыщенной толщине пласта 10 м, начальной нефтенасыщенности 0,65 и охвате пласта вытесняющим агентом 0,7 дополнительно будет добыто 75592 т нефти. Для добычи этого количества нефти необходимо закачать в пласт примерно 77273 т нефти, а также затратить 386,365 т ПАВ или полимера. Такой процесс нельзя признать эффективным.
Известен способ разработки нефтяных залежей путем нагнетания смеси газа и воды в предпереходном состоянии при объемном отношении компонентов 0,7[(-10-3(To-Tпл)]-0,25[1-10-3(To-Tпл)(м3 газа на 1 м3 воды при пластовом давлении в залежи, где Тпл и То - начальная и максимальная температура пласта в процессе реализации способа, °С. Вытеснение нефти осуществляется смачивающим ее поверхность микрозародышевым раствором углеводородного газа в воде (Патент РФ №1822219, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 1998.06.27).
Недостатком этого способа является необходимость использования больших количеств вытесняющего агента (водоуглеродного газового раствора), поскольку углеводородный газ хорошо растворяется в остаточной нефти, а формула изобретения этого не учитывает.
Известно устройство для разработки нефтяного месторождения, в котором описывается разработка нефтяной залежи путем отбора через добывающие скважины нефтеводогазовой смеси, ее разделения, приготовления рабочего агента в жидкостном эжекторе из подтоварной воды и (или) попутного нефтяного газа и закачки рабочего агента через нагнетательные скважины. Указывается на возможность использования в качестве рабочего агента водогазовой смеси на основе подтоварной воды и попутного нефтяного газа. Рабочий агент в жидкостном эжекторе в процессе поиготовления доводят до давления, достаточного для закачки в залежь (Патент РФ №2046931, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 27.10.95 - прототип).
Недостатком этого способа является его нереализуемость в реальных условиях, поскольку для создания достаточного давления нагнетания воды на входе в эжектор должно быть громадным. Такое давление не может быть обеспечено с помощью обычного промыслового оборудования. Так для условий залежи, залегающий на глубине 2500 м при пластовом давлении 25 МПа давление воды на устье скважины должно быть порядка 65 МПа при рабочем давлении на входе в струйный аппарат примерно 90 МПа. Для условий месторождения Белый Тигр (Вьетнам) насосы должны развивать давление более 250 МПа. /Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности. Авт.: Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. М., Издательство "Нефть и газ". 1999 г. 59 с./
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ вытеснения нефти из пласта, в котором при водогазовом воздействии на пласт воду и газ закачивают одновременно раздельно и в стволе скважины их смешивают эжектированием. Глубину смешивания воды и газа определяют из соотношения
где НОп - расчетная глубина опорожнения нагнетательной колонны, м;
Рв/г - давление водогазовой смеси, МПа;
ρв - плотность воды, кг/м3;
tkpi - критическая температура гидратообразования каждого составляющего, °C;
ni - массовая доля каждого составляющего в смеси;
Г - геотермальный градиент, °С/м;
t0 - температура окружающего воздуха, °С.
Целью этого изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет увеличения охвата нефтяного пласта воздействием при повышении стабильности образованной газогидратной системы и исключение опасности образования гидратов в стволе скважины (Патент РФ №1810505, Кл. Е 21 В 43/22, опубл. 1993.23.04).
Недостатком этого технического решения является его практическая нереализуемость. В патенте предлагается воду закачивать по насосно-компрессорным трубам, а газ по затрубному пространству, поэтому закачиваемая вода будет прогреваться окружающими скважину породами крайне медленно при обычных режимах поддержания пластового давления (обычных приемистостях нагнетательных скважин от нескольких десятков кубометров воды в сутки до нескольких сотен кубометров в сутки) смешивать воду с газом необходимо на значительно больших глубинах. Для подсасывания низконапорного газа потребуется очень высокие давления воды, составляющие десятки мегапаскалей.
Задача, на решение которой направлено изобретение в части способа разработки нефтяной залежи, является повышение нефтеотдачи пласта и увеличение продуктивности скважин по нефти.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкостей через добывающие скважины и закачку аэрированной путем эжекции водогазовой смеси в нагнетательные скважины, водогазовую смесь при эжекции подвергают кавитационной диспергации до образования пузырьков газа с размерами от 1 до 100 мкм.
Кроме того, задача решается за счет того, что закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси осуществляют периодически, при этом в перерывах между периодами закачки водогазовой смеси производят периодическую закачку воды.
Целесообразно, чтобы объемное содержание газа в воде составляло от 1% до 80%.
При закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) сопротивление фильтрации должно возрастать в наибольшей степени в самых проницаемых частях коллектора. Наоборот, в малопроницаемых зонах с малыми размерами пор сопротивления не должны отличаться от сопротивлений при фильтрации воды.
Минимальные размеры пузырьков газа (1 мкм) используются в тех случаях, когда смесь закачивается в малопроницаемый коллектор с малыми размерами пор фильтрационных каналов. Наибольшие размеры пузырьков газа водогазовой смеси (100 мкм) создают тогда, когда воздействие осуществляется на высокопроницаемый поровый или трещиноватый (трещинно-поровый) коллектор.
Если в конкретном пласте не будет достигаться регулирование фильтрации вытесняющего агента по зонам с различной проницаемостью, то можно использовать попеременное нагнетание воды и водогазовой смеси. При попеременном нагнетании водогазовая смесь будет играть роль тампонирующего состава, который увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах. За счет возрастания градиентов давления в пласте обычная вода будет способна фильтроваться в зонах с пониженной проницаемостью.
Газосодержание водогазовой смеси может меняться от 1% до 80%. Наименьшее значение газосодержания (1%) необходимо использовать на месторождениях с малопроницаемым коллектором, который содержит нефть с высоким давлением насыщения нефти газом. Наибольшие значения газосодержания (80%) закачиваемой смеси должны использоваться на залежах с высокопроницаемым коллектором, который насыщен нефтью с малым газовым фактором и имеет низкую проницаемость в прикровельной части. В таких условиях часть содержащегося в закачиваемой водогазовой смеси газа будет растворяться в нефти, а часть газа будет сегрегироваться в прикровельную часть пласта и вытеснять нефть из малопроницаемого коллектора.
За счет предлагаемого способа разработки на залежах нефти будет увеличиваться коэффициент вытеснения, поскольку водогазовая смесь, как было зафиксировано лабораторными исследованиями, обладает меньшей подвижностью, а растворяемый в нефти газ снижает ее вязкость. Благодаря снижению проводимости высокопроницаемых зон будет изменяться направление фильтрационных потоков, т.е. будет повышаться охват пласта вытеснением. В целом коэффициент нефтеотдачи увеличится на 5-20 пунктов, продуктивность скважины по нефти возрастет на 20-100%.
Для реализации предлагаемого способа разработки нефтяной залежи необходимо применение насосно-эжекторной установки, способной создавать водогазовую смесь с требуемыми параметрами.
Известна насосно-эжекторная установка, которая может быть применена при разработке нефтяного месторождения для нагнетания в пласт подтоварной воды и способная одновременно с этим обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа. Установка состоит из трех сепараторов, насоса, жидкостно-газового эжектора, связанных между собой трубопроводами. Поступающая из месторождения продукция (нефть, вода, газ) разделяется на составляющие ее фазы. Подтоварная вода подается насосом в нагнетательную скважину, причем часть этой воды направляется на рабочее сопло жидкостно-газового эжектора, в низконапорную камеру которого подается из входного сепаратора нефтяной газ. Водогазовая смесь из жидкостно-газового эжектора направляется в жидкостно-газовый сепаратор, в котором газ отделяется от жидкости (воды) и направляется потребителю. Вода из этого сепаратора может быть направлена на утилизацию (Авторское свидетельство СССР №1492097, кл. F 04 F 5/54, опубл. 1989).
Недостатком данного устройства является то, что оно не предусматривает повышения давления воды, выходящей из жидкостно-газового сепаратора, до значения, достаточного для закачки в нагнетательные скважины, а подавать эту воду на насос для дожатия перед закачкой в пласт невозможно из-за наличия в воде растворенного нефтяного газа, который может вызвать в насосе кавитацию. При больших значениях давления выходящей из жидкостно-газового сепаратора подтоварной воды из-за ограничений насосов системы поддержания пластового давления по параметрам на входе необходимо осуществлять снижение давления воды, поступающей на дожимные насосы, что приводит к нерациональным потерям энергии, а также интенсивному выделению растворенного в воде газа уже на входе в насос, что затрудняет работу насоса.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является устройство для разработки нефтяного месторождения, включающее жидкостный эжектор, низконапорная камера которого сообщена трубопроводом со сбросным водяным патрубком жидкостно-газового сепаратора, рабочее сопло жидкостного эжектора сообщено трубопроводом с выкидом насоса, а выходной патрубок этого эжектора сообщен трубопроводом с водонагнетательной скважиной. Устройство снабжено вторым жидкостно-газовым сепаратором и вторым жидкостно-газовым эжектором, низконапорная камера которого сообщена трубопроводом с газоотводным патрубком первого жидкостно-газового сепаратора, причем рабочее сопло второго жидкостно-газового эжектора сообщено с выходом насоса, а выходной патрубок этого эжектора сообщен трубопроводом со вторым жидкостно-газовым сепаратором, газовый и водяной выкидные патрубки которого сообщены трубопроводами соответственно с газовой и водяной нагнетательными скважинами или низконапорной камерой жидкостного эжектора (Патент РФ №2046931, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 27.10.95 - прототип).
В известном устройстве подтоварная вода, выходящая из жидкостно-газового сепаратора, дожимается в жидкостном эжекторе, на выходе из которого поддерживают давление, необходимое для нагнетания воды в пласт.
Недостатком известного устройства является необходимость дожатия подтоварной воды для нагнетания в пласт. При использовании водогазовой смеси в качестве рабочего агента возникает необходимость дожатия не только подтоварной воды, но и сепарированного нефтяного газа. Кроме того, устройство громоздко, металлоемко и не обеспечивает получения водогазовой смеси с заданной дисперсностью и стабильностью.
Задачей настоящего изобретения является также создание устройства, позволяющего осуществить предложенный способ разработки нефтяной залежи.
Такое устройство для осуществления способа разработки нефтяной залежи включает струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом водогазовой смеси. Оно снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцевой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для водогазовой смеси. Струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцевой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана. Полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала, а выход диспергированной водогазовой смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцевой стенке камеры струйного диспергатора.
Технический результат, который может быть получен при применении зтаявляемого устройства, заключается в диспергировании попутного нефтяного газа в воде для получения мелкодисперсной водогазовой смеси с газосодержанием от 1 до 80% и диаметре пузырьков газа в МВГС от 1 мкм до 100 мкм.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи закачиваемая вода только частично вытесняет нефть и охватывает не весь объем продуктивной части пласта, поэтому нефтеотдача редко превышает 50%, а очень часто снижается до 20-30%.
В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи и интенсификации добычи нефти. Задача решается следующим образом.
В пласт нагнетают мелкодисперсную водогазовую смесь (МВГС), которая, обладая меньшей подвижностью, увеличивает охват пласта процессом вытеснения. За счет роста градиентов давления в пласте, увеличения объемного коэффициента и снижения вязкости нефти при растворении в ней газа, а также благодаря сегрегации газа в прикровельные части пласта увеличивается нефтеотдача пласта и возрастает продуктивность скважин по нефти. Изменяя размеры пузырьков газа и содержание газа в водогазовой смеси, процесс вытеснения адаптируют к конкретным геолого-промысловым характеристикам пласта в районе расположения конкретной нагнетательной скважины.
Повышение нефтеотдачи пласта может достигаться за счет изменения направления фильтрационных потоков, что в описываемом способе достигается за счет попеременного нагнетания водогазовой смеси и обычной воды. Водогазовая смесь снижает проводимость самых проницаемых зон, сегрегирующийся газ вытесняет нефть из малопроницаемых прикровельных частей пласта, а закачиваемая обычная вода вытесняет нефть из приподошвенных частей пласта.
На фиг.1 представлено устройство (продольный разрез), посредством которого получают мелкодисперсную водогазовую смесь на устье нагнетательной скважины перед закачкой в пласт.
Устройство включает корпус 1, разделенный внутри перегородкой 2 с осевым коническим отверстием 3, в котором размещено коническое сопло 4, расположенное на центральном патрубке 5 подвода воды. К корпусу подсоединен боковой патрубок 6 подвода газа. Этот отсек корпуса, отделенный перегородкой 2, образует струйный насос, который засасывает газ и подает образующуюся водогазовую смесь в гидродинамический кавитационный узел, расположенный последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе 1. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры 7, на торцевой стенке 8 которой закреплен стакан 9, имеющий центральную полость 10 и тангенциальный ввод 11 для газожидкостной смеси. Далее водогазовая смесь направляется в струйный диспергатор, который выполнен в виде камеры 12 с закрепленным на ее торцевой стенке 13 стаканом 14 с центральной полостью 15, радиальными входными отверстиями 16 и углублением 17 в дне стакана 14. Полости стаканов 9 кавитационного узла и 14 струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала 18. Выход диспергированной водогазовой смеси осуществляется через центрально расположенный патрубок 19, закрепленный на второй торцевой стенке 20 камеры 12 струйного диспергатора.
Устройство для получения мелкодисперсной водогазовой смеси работает следующим образом.
Через ввод газа 6 нагнетают газ, через осевой ввод воды 5 нагнетают воду. За счет конических поверхностей 3,4 скорость струи воды возрастает, обеспечивая эжектирование газа через кольцевой канал, образованный поверхностями 3,4. Происходит первое смешение газа и воды. Далее смесь газа и воды через тангенциально расположенные боковые отверстия 11 поступает в стакан 9 и закручивается. Происходит сообщение потоку вращательной составляющей скорости, наличие которой приводит к возникновению в потоке центробежных массовых сил и образованию радиального градиента статического давления. Вектор скорости потока отклоняется от осевого направления, а основной характеристикой закрученного течения является угол закрутки между вектором его суммарной скорости и осью канала. Вектор динамической (мгновенной) скорости состоит из осевой, радиальной и тангенциальной составляющих и за счет перераспределения осевой составляющей в тангенциальную и радиальную образуется кавитационная каверна. Вектор динамической скорости водогазовой смеси в стакане существенно превышает среднерасходную скорость (при этом максимальная скорость развивается около стенки кавитационной каверны, а у стенки стакана скорость минимальная). У оси наблюдается зона обратных течений, резкое падение давления и выделение мельчайших пузырьков воздуха из жидкости и кавитационные явления, способствующие интенсивной диспергации газа. Достигается высокая удельная поверхность контакта фаз и интенсивность перемешивания за счет воздействия на водогазовую смесь поля центробежных сил, способствующих интенсивному дроблению пузырьков газа и обновлению межфазной поверхности. В результате во внутреннем объеме стакана 9 образуется осевая кавитационная каверна и реализуются кавитационные процессы, приводящие к эффективному дроблению газовых пузырьков и гомогенизации получаемой мелкодисперсной водогазовой смеси. Размер пузырьков газа в воде уменьшается. Полученная смесь через осевое отверстие 18 поступает в стакан 14. При этом часть энергии турбулентной затопленной струи преобразуется в энергию акустических волн и реализуется процесс образования пульсирующей кавитационной области, образующейся между осевым отверстием 18 и дном углубления 17. Происходит дальнейшая диспергация и гомогенизация мелкодисперсной водогазовой смеси, которая через боковые отверстия 15 стакана 14 и патрубок 19 направляется в скважину.
Регулирование соотношения жидкой и газовой фаз (коэффициента эжекции) и величины диаметров пузырьков газа в мелкодисперсной водогазовой смеси осуществляется перемещением сопла 4 ввода воды в осевом направлении с целью изменения площади проходного сечения кольцевого зазора струйного насоса и изменением расхода подаваемых на устройство воды и попутного нефтяного газа с помощью вентилей, расположенных соответственно на трубопроводах подачи воды и газа (на фиг.1 не показаны).
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Предлагаемые способ и устройство были испытаны в лабораторных условиях на насыпной модели пласта с характеристиками, представленными в таблице 1:
| Таблица 1 Основные характеристики модели пласта | |
| Параметры пористой среды | |
| состав набивки, % (фракция песка 0,25...0,5) | 8% маршалита + 92% песка |
| геометрические размеры модели пласта, м | ⊘0,0382×3,075 |
| пористость, % | 0,320 |
| проницаемость по метану, м | 1440·10-15 |
| объем пор модели пласта, м | 1128,5·10-6 |
| Параметры флюидов | |
| водо-соляной раствор (ВСР) | 1,3%-ный раствор NaCl в дистиллированной воде |
| модель нефти | керосин (ГОСТ 10227-88) |
| мелкодисперсная водогазовая смесь (МВГС) | смесь 1,3%-ого раствора NaCl в дистиллированной воде и метана в различных соотношениях |
Экспериментальные исследования включали в себя следующие этапы:
1. Насыщение модели пласта водно-солевым раствором (ВСР) с целью определения коэффициента проницаемости модели пласта для ВСР. Коэффициент проницаемости оказался равным 1,85·10-12 м2.
2. Вытеснение ВСР керосином до полного прекращения выноса ВСР с целью моделирования условий нефтяного пласта, в фрагменте которого заблокированы остаточные запасы нефти. Критическая водонасыщенность составила 36,05%.
3. Фильтрация ВСР через модель пласта до полного прекращения выноса керосина с целью моделирования условий пласта, в фрагменте которого находятся остаточные запасы нефти. Остаточные запасы составили 27,2%.
4. Закачка МВГС в модель пласта для воздействия на пласт с целью исследования воздействия МВГС с разным содержанием газовой фазы на смоделированный нефтяной пласт. Четвертый этап состоял из трех подэтапов.
Первый подэтап заключался в закачке 10%-ной МВГС. При этом производилось измерение вязкости штатным капиллярным вискозиметром (зарегистрировано увеличение вязкости на 16% по сравнению с вязкостью соленой воды). Было прокачано 2,6 объема пор МВГС, коэффициент доизвлечения керосина составил 2,7%. Закачка 10%-ной МВГС была остановлена после полного прекращения выноса керосина из модели пласта.
После прекращения выхода керосина при использовании 10%-ной МВГС испытания продолжили при использовании 20%-ной смеси (20% метана в МВГС), что привело к возобновлению вытеснения.
Второй подэтап заключался в закачке 20%-ной МВГС. Было прокачано 6,3 объема пор МВГС, при этом коэффициент доизвлечения керосина составил 7,6% остаточного керосина.
На третьем этапе после соответствующей модернизации как блока диспергации, так и модели пласта, была проведена закачка получаемой МВГС непосредственно в модель, минуя штатную промежуточную аккумулирующую емкость модели, что наиболее близко к реальным условиям применения предлагаемой технологии. При возобновлении закачки таким способом 20%-ной смеси было зафиксировано интенсивное выделение керосина на выходе модели практически сразу после начала закачки.
Для измерения дисперсности газовой фазы в смеси под давлением 15,0 МПа использовался прозрачный участок циркуляционной системы и микроскоп МБС-10. С помощью средств аналитической микроскопии было зафиксировано, что в МВГС присутствует спектр пузырьков размером от менее 5 мкм до 50 мкм. Основную массу свободной газовой фазы составляют мелкие пузырьки размером от менее 5 мкм до 15-20 мкм.
Основные условия проведения и результаты экспериментальных исследований (Таблица 2) представлены ниже:
| 1. Температура | 58°С |
| 2. Давление, МПА | 15,2 |
| 3. Объем керосина до вытеснения водой, см3 | 721,7 |
| 4. Объем керосина, вытесненного водой, см3 | 525,4 |
| 5. Объем остаточного керосина после вытеснения водой, см3 | 196,2 |
| 6. Объем керосина, вытесненного МВГС, см3 | 20,29 |
| 7. Коэффициент вытеснения водой, % | 72,80 |
| 8. Суммарный коэффициент вытеснения водой и МВГС, % | 75,61 |
| 9. Прирост коэффициента вытеснения, % | 2,81 |
| Таблица 2 | |||||||
| № | Газосодержание (% объемн.) | Объем прокачки МВГС | Скорость прокачки (см3/мин) | Довытеснение керосина | |||
| см3 | объем пор | Объем (см3) | Квыт водой и МВГС (%) | ΔК МВГС (%) | |||
| 1 | 10 | 2934 | 2,6 | 5,08-7,1 | 5,32 | 73,54 | 0,74 |
| 2 | 20 | 7110 | 6,3 | 7,1 | 20,29 | 75,61 | 2,81 |
Пример 2. Разрабатывается нефтяная залежь со следующими характеристиками: коллектор представлен чередованием песчано-алевролитовых и глинистых слоев мощностью от нескольких метров до десятков метров, нефтенасыщенная толщина 8 м, абсолютные отметки кровли 1665-1705 м, проницаемость до 4*10-1 мкм2, средний эффективный диаметр пор коллектора залежи равен 150 мкм, приемистость нагнетательных скважин без штуцера 500-1000 м3/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин поддерживается штуцированием на уровне 500 м3/сут, вязкость нефти - 2,4 мПа·с
Текущие извлекаемые запасы оцениваются в пределах 4,5-5,0 млн. т при годовой добыче 0,3 млн. т. Накопленная добыча нефти на участке с начала разработки - 22030,2 тыс.т, жидкости - 198369,3 тыс.т. Добыча осуществляется электропогружными насосами и газлифтным способом. По текущему состоянию фонд добывающих скважин по участку составляет 90 шт., нагнетательных - 28 шт. Среднесуточный дебит нефти действующих скважин - 9,6 т/сут, жидкости - 303,9 т/сут, обводненность продукции действующего фонда достигает 96,5%.
На выбранном участке закачивают мелкодисперсную водогазовую смесь, полученную диспергированием попутного нефтяного газа в подтоварной воде при давлении подтоварной воды порядка 10-11 МПа и давлении газа в пределах до ±20% от давления подтоварной воды, т.е. от 8,0 до 13,2 МПа. Для образования мелкодисперсной смеси используют устройства согласно чертежа. Полученная на устье нагнетательной скважины мелкодисперсная водогазовая смесь за счет давления в системе ППД закачивается в пласт либо в непрерывном режиме, либо циклами. При этом закачка мелкодисперсной водогазовой смеси производится до снижения приемистости скважины по смеси более 50% от первоначальной приемистости скважины по воде. Газосодержание смеси при давлении ее образования (около 10,0 МПа) колеблется от 10 до 40 процентов и зависит от приемистости скважины, а также перепада давления на штуцере. При объеме микропузырьков газа, составляющих от 10 до 40% от объема подтоварной воды, средняя плотность раствора составляет от 820 до 920 кг/м3.
Мелкодисперсную водогазовую смесь закачивают в течение 1 года через нагнетательные скважины, через добывающие скважины отбирают нефть. За 1 год расчетная дополнительная добыча нефти составит 21,0 тыс.т.
Пример 3. Выполняют как пример 2. Проводят чередование закачки через нагнетательные скважины через 30 сут мелкодисперсной водогазовой смеси и подтоварной воды разрабатываемой залежи. За 1 год расчетная дополнительная добыча нефти составит 27,0 тыс.т.
1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, которую получают на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, при этом водогазовую смесь диспергируют и гомогенизируют, для чего эту смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее - в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку в нагнетательные скважины диспергированной водогазовой смеси осуществляют периодически, при этом между периодами закачки водогазовой смеси производят закачку воды.
3. Устройство для осуществления разработки нефтяной залежи, включающее струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом газожидкостной смеси, отличающееся тем, что оно снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе, при этом гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцевой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для газожидкостной смеси, струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцевой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана, причем полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала, а выход для диспергированной газожидкостной смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцевой стенке камеры струйного диспергатора.
