Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением водогазовой смеси - ВГС. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяной залежи. Сущность изобретения: по способу приготовление ВГС осуществляют при помощи установленного на устье нагнетательной скважины жидкостно-газового диспергатора - ЖГД, на который подают под давлением воду и газ. Газ отбирают либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газонасыщенного интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с ЖГД. При этом закачку водогазовой смеси ведут, периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия: Рг<Рс<Рв, где: Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси; Рг и Рв - забойное давление, соответственно, при закачке в пласт только газа или только воды. При этом величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют от заданных минимальных значений до заданных максимальных значений. В периоды одновременной подачи на ЖГД воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяной залежи с применением методов увеличения нефтеотдачи, в частности, путем закачки в водонасыщенный объем нефтяной залежи водогазовой смеси - ВГС.

Известны способы закачки в пласт ВГС, образованной в процессе эжекции: патенты №№:2060378, 2088752, 2269646, 93003931, 94007734, 99121601. При этом ВГС приготовляют путем подачи на смесительное устройство воды и газа. Для этого необходимо воду и газ сжимать до требуемого, обычно, высокого давления.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, описанный в статье Г.Степановой и Д.Михайлова «Технология водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием эффекта ценообразования», ТЕХНОЛОГИИ ТЭК, 2006, №3, С.60-66, согласно которому попутный нефтяной газ перед подачей в скважину предварительно компримируют путем установки на промысле компрессорных станций или эжекторных установок, в которых реализуется поток воды с микропузырьками газа, который затем по трубопроводам транспортируется к нагнетательным скважинам.

Недостатком известного способа - прототипа является его большая энергоемкость, обусловленная необходимостью компримирования газа, а также недостаточное диспергирование образующейся в эжекторе ВГС, возможное укрупнение газовых пузырьков при транспортировке ВГС по наземным коммуникациям до подачи смеси в нагнетательные скважины, отсутствие возможности регулирования концентрации газа в ВГС индивидуально для каждой нагнетательной скважины, недостаточная степень охвата объема нефтяной залежи вытеснением нефти из-за отсутствия в способе циклического изменения режимов подачи каждого из вытесняющих агентов: воды, газа, ВГС, их чередования и циклического изменения давления на забое нагнетательных скважин в интервале закачки.

Сущность изобретения

Заявленное изобретение направлено на решение следующей технической задачи: повышение эффективности разработки нефтяных залежей, в которые ведется нагнетание ВГС для увеличения коэффициента нефтеизвлечения (КИН).

При осуществлении изобретения могут быть получены следующие результаты:

а) меньшие энергетические затраты;

б) возможность оперативно регулировать по каждой нагнетательной скважине режим закачки ВГС, воды, газа: расход и концентрацию газа в ВГС, обеспечивая этим увеличение КИН.

Указанные технические результаты достигаются тем, что к устанавливаемым на устье нагнетательных скважин жидкостно-газовым диспергаторам (ЖГД), позволяющим получать на выходе мелкодисперную ВГС, в качестве источника газа подключают либо газовые скважины, либо вскрытые в нагнетательных скважинах газонасыщенные интервалы, которые изолируют от интервалов закачки в нефтяной пласт вытесняющих агентов и сообщают через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с ЖГД.

Закачку ВГС предлагается вести в циклическом режиме, периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа, либо, наоборот, - газа и воды. За счет циклической закачки в обводненный объем нефтяной залежи различных вытесняющих агентов, в том числе в виде мелкодисперсной ВГС, периодически изменяются градиенты давления вдоль линий тока, что, как известно, способствует большему охвату вытеснением нефти из объемов, насыщенных остаточной нефтью, особенно в низкопроницаемых слоях. Предлагается осуществлять периодическое изменение давления на забое нагнетательных скважин; закачку вытесняющих агентов вести при поддержании в каждом цикле условия:

Рг<Рс<Рв, где

Рc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;

Рг и Рв - забойное давление, соответственно, при закачке только газа или только воды, а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменять в пределах от заданных минимальных значений до заданных максимальных значений, что также способствует достижению большего охвата объема нефтяной залежи вытеснением, так как изменения градиентов давления в этом случае будут происходить при изменяющихся в течение каждого цикла локальных значений давления в различных объемах залежи.

Способ не требует для реализации сложного, энергоемкого оборудования - достаточно подключить к устью нагнетательной скважины ЖГД и соединить его трубопроводом с централизованной или индивидуальной насосной установкой для подачи под давлением по водопроводу воды в ЖГД, сообщить ЖГД через запорно-регулирующие устройства с газопроводом от газовых скважин либо с вскрытыми в нагнетательных скважинах газонасыщенными интервалами, используя для этого полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб в нагнетательных скважинах.

Способ поясняется чертежом. Согласно предлагаемому способу при использовании в качестве источника газа вскрытого в нагнетательной скважине газонасыщенного интервала в нагнетательную скважину 1, перфорированную в интервалах залегания нефтяного пласта 2 и газового пласта 3, закачка ВГС в нефтяной пласт осуществляется по колонне лифтовых труб 4, на которых между нефтяным и газовым пластами установлено разобщающее устройство 5. Приготовление ВГС осуществляется в ЖГД 6, в который по трубопроводу 7 подается пол давлением вода, а газ подается по отводу 8, которым соединяют ЖГД 6 и полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб нагнетательной скважины 1.

При открытых запорно-регулирующих устройствах 9, 10, 11 и закрытых - 12 и 13 ЖГД через отвод 8, открытое запорно-регулирующее устройство 9 и полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб в нагнетательной скважине 1 сообщается с газовым пластом 3, а выкидная линия от ЖГД через открытые запорно-регулирующие устройства 10, 11 и колонну листовых труб 4 - с нефтяным пластом 2.

Отличительной особенностью предлагаемого способа является то, что для приготовления ВГС установленный на устье нагнетательной скважины ЖГД сообщают через отвод 8 и запорно-регулирующее устройство 9 с полостью кольцевого пространства за колонной лифтовых труб нагнетательной скважины 1, а закачка вытесняющих агентов: ВГС, воды и газа ведется в циклическом режиме, с чередованием в каждом цикле подачи в нагнетательную скважину ВГС, воды и газа и изменением режимов закачки.

Осуществление способа. В скважине 1, предназначенной для нагнетания в нефтяной пласт 2 ВГС, проводят перфорацию нефтяного пласта 2 и газового пласта 3. После этого спускают в скважину 1 колонну лифтовых труб 4 с разобщающим устройством 5, которое устанавливают между нефтяным пластом 2 и газовым пластом 3. Устанавливают на устье скважины 1 арматуру, включающую запорно-регулирующие устройства 9, 10, 11, 12. Осваивают скважину, проводят гидродинамические исследования нефтяного пласта 2 и газового пласта 3. Устанавливают на устье скважины 1 ЖГД 6, сообщают его с трубопроводом 7, а также при помощи отвода 8 с запорно-регулирующим устройством 9. Открывают запорно-регулирующее устройство 10, подают под давлением воду по трубопроводу 7 в ЖГД 6, затем открывают запорно-регулирующее устройство 9 и подают в ЖГД 6 газ из полости кольцевого пространства скважины 1. С помощью замерных устройств: расходомеров, манометров (не показаны) и запорно-регулирующих устройств 9, 10 устанавливают заданный режим закачки ВГС в нефтяной пласт 2.

Регулирование режима подачи ВГС в нефтяной пласт 2 осуществляется запорно-регулирующими устройствами 9 и 10. При этом периодически изменяют параметры ВГС и режим закачки, варьируя расходом подаваемого в ЖГД газа при постоянном расходе воды, либо варьируя расходом подаваемой в ЖГД воды при постоянном расходе газа. За счет периодического изменения расходов газа и воды, при одновременной их подаче в ЖГД, изменяется содержание газа в ВГС. Плотность ВГС с увеличением газосодержания уменьшается. Этим обуславливается уменьшение давления от веса столба ВГС в стволе нагнетательной скважины 1, что вызывает уменьшение величины репрессии на пласт. И, наоборот, при уменьшении расхода газа - забойное давление и репрессия на пласт увеличиваются, пластовое давление также увеличивается.

Таким образом, периодически изменяя объем подаваемого в ЖГД газа или воды, обеспечивается циклическое изменение давления в нефтяной залежи 2: от заданного максимального - при закачке в пласт только воды до заданного минимального - при закачке только газа. Циклическое изменение забойного и пластового давления, расходов воды, газа и ВГС при изменяющейся в ней концентрации газа способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти из породы и коэффициента охвата вытеснением обводненных объемов нефтяной залежи, что, в конечном результате, приводит к увеличению КИН.

Расчетное, необходимое для поддержания заданных значений забойного давления Рс, Рг, Рв, а также забойного давления во вскрытом газонасыщенном интервале определяют по известным формулам по давлению, замеряемому на устье нагнетательной скважины. Периодически проводят гидродинамические исследования нефтяного пласта 2 и газового пласта 3, определяют пластовое давление в указанных пластах.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, отличающийся тем, что в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия
Рг<Рс<Рв,
где Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;
Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды,
а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах.