СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ И НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ Российский патент 1997 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может применяться при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных оторочек.

Известна технология разработки нефтяного пласта (патент СССР N 1243632, кл. E 21 B 43/18, 07.07.86), в соответствии с которой в нефтяной пласт нагнетают на первой стадии смесь углеводородных газов, а на второй стадии - воду; нагнетание смеси углеводородных газов производят в объеме до половины порового объема нефтяного пласта; смесь углеводородных газов нагнетают в водонасыщенную зону через краевые (или законтурные) нагнетательные скважины, а в газонефтяную зону нагнетают воду.

Недостатком данной технологии является необходимость иметь отдельные сетки нагнетательных газовых и водяных скважин, расположенных на всей площади, что усложняет их эксплуатацию, при этом значительно удорожается обустройство системы нагнетания в пласт вытесняющих агентов.

Известна технология разработки нефтяных и газонефтяных месторождений с использованием газа из газового пласта путем перепуска газа в нефтяной пласт по внутрискважинной схеме или путем смешения газа с потоком воды на поверхности и закачки водогазовой смеси по затрубному пространству в вышележащие нефтяные горизонты (Островский Ю.М. Фаниев Р.Д. Яниев В.Е. Некоторые вопросы технологии и техники газо-водяной репрессии на нефтяные пласты. сб. Разработка нефтяных месторождений. Труды института нефтяной промышленности, УкрНИИПНД, М. 1973, вып. XI XII, с. 212 216).

Недостатком данной технологии является то, что вытесняющий агент (газ, вода) перепускается или нагнетается только в один из интервалов пласта; при этом анализируемая технология не позволяет осуществлять одновременную подачу различных вытесняющих агентов в два изолированные интервала, что требуется при разработке газонефтяных залежей и нефтяных оторочек.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент США N 4427067, кл. E 21 B 43/16, 24.01.84) прототип, в соответствии с которым нагнетание воды и газа осуществляют совместно-раздельно через одну и туже скважину (по двум параллельным колоннам лифтовых труб), в два различных интервала пласта, причем газ подается в нижнюю, обводненную часть пласта, а вода в верхнюю, нефтенасыщенную часть пласта; в призабойной зоне и на некотором расстоянии от скважины в пласте формируется зона, заполненная водогазовой смесью, и при продвижении ее по пласту обеспечивается повышение коэффициента нефтеотдачи.

Недостатком данного способа является то, что вертикальная координата плоскости раздела газ-вода в стволе скважины, зависящая от соотношений давления потоков воды и газа на выходе из лифтовых труб, может изменяться в больших пределах (обусловленных величинами давления на устье скважины и расхода заканчиваемых сред). При этом на забое (в стволе скважины) газ может прорываться в нефтенасыщенную часть пласта, возможно также поступление в больших количествах воды в водонасыщенную часть. Эффективность воздействия на пласт вследствие этого снижается, т.к. сужается ширина зоны двухфазного потока. Кроме того, возможно проскальзывание газа в прикровельный, а воды в приподошвенный интервалы пласта в ПЗП непосредственно у стенок скважины.

Все это снижает эффективность применения технологии (по прототипу) при разработке нефте-газовых залежей или подгазовых нефтяных оторочек.

Целью изобретения является повышение эффективности извлечения нефти при одновременной закачке в пласт воды и газа за счет более полного использования этих агентов для вытеснения из пласта углеводородов.

Согласно изобретению, при одновременно-раздельной закачке газа и воды в пласт через нагнетательную скважину: газа в нижнюю нефтенасыщенную часть пласта, а воды в верхнюю газонасыщенную часть пласта, давление закачиваемой воды на устье нагнетательной скважины (P_ув) поддерживается в соответствии с выражением:

где

P_уг давление газа на устье скважины в колонне лифтовых труб, Па;
g ускорение силы тяжести, м/с²;
ρ_г.ст плотность газа при стандартных условиях, кг/м³;
ρ_в плотность воды, кг/м³;
T_ст температура при стандартных условиях, град. К;
P_ст давление при стандартных условиях, Па;
H глубина установки пакера, м;
T средняя температура по стволу скважины, град. К;
Z среднее значение коэффициента сверхсжимаемости по стволу скважины, безразм.

λ_г коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа по колонне лифтовых труб, безразм.

λ_в коэффициент гидравлического сопротивления канала, по которому движется вода, безразм.

d₁ внутренний диаметр колонны лифтовых труб, по которой движется газ, м;
F_в площадь живого сечения канала, по которому движется вода, м²;
D_в гидравлический диаметр этого канал, м;
Q_г расход газа при стандартных условиях, м³/с;
Q_в расход воды, м³/с.

При соблюдении условия, определяемого выражением (1), исключаются прорывы газа вверх, а воды вниз в прискважинной зоне. За счет этого увеличивается радиус зоны, охватываемой водой, поступающей в верхний газонасыщенный интервал пласта, и газом поступающим в нижний нефтенасыщенный интервал пласта, полнее используется нагнетаемый в нефтяную часть пласта газ для вытеснения нефти; на большем расстоянии от скважины происходит перемешивание за счет гравитационных сил нагнетаемых воды и газа. Благодаря этому в нефтяной части пласта создается оторочка водо-газовой смеси больших размеров, чем по технологии, приведенной в прототипе, вследствие чего увеличивается зона, охваченная вытеснением нефти водо-газовой смесью.

Предлагаемое решение обеспечивает возможность осуществлять нагнетание газа в нефтенасыщенную часть пласта, а нагнетание воды в газонасыщенную часть пласта. Это достигается тем, что поддерживая на устье скважины в затрубном пространстве давление в соответствии с формулой (1) обеспечивается равенство давлений на забое скважины:
P_з.г. P_з.в. P_з. (2)
где P_з.г. давление на выходе из колонны лифтовых труб, по которой движется газ, Па;
P_з.в. давление на выходе канала, по которому движется вода, Па.

При этом входящие в выражение (2) величины P_з.г. и P_з.в. определяются по формулам:

Сведения, подтверждающие возможность осуществления способа.

Схема осуществления способа представлена на чертеже.

В нагнетательную скважину 1 спущена колонна лифтовых труб 2 с пакером 3, установленным на глубине газо-нефтяного контакта (Н). На устье нагнетательной скважины смонтирована фонтанная арматура 4, на которой установлены манометры 5 и 6. Затрубное пространство 7 нагнетательной скважины через отвод 8 подключено трубопроводом 9 к источнику воды высокого давления, а колонна лифтовых труб 2 через отвод 10 подключена трубопроводом 11 к источнику газа высокого давления; добывающая скважина 12 оборудована колонной лифтовых труб 13 с пакером 14, установленным ниже газо-нефтяного контакта.

Способ осуществляется следующим образом.

В нагнетательную скважину, вскрывшую газовую шапку и нефтенасыщенную часть нефтегазовой залежи, от источников высокого давления (насосной и компрессорной станций) подается техническая вода и газ, причем вода нагнетается по затрубному пространству 7 в верхнюю (газонасыщенную) часть пласта, а газ по колонне лифтовых труб 2 в нижнюю, нефтенасыщенную часть пласта. Задается величина давления на забое скважины (P_з) и при известных значениях величин пластового давления (P_п) и коэффициентов фильтрационного сопротивления в пласте (или коэффициента приемистости) рассчитываются расходы газа и воды по формулам:

где a, b коэффициенты фильтрационного сопротивления при нагнетании газа в нефтенасыщенную часть пласта, (размерность соответственно );
η коэффициент приемистости при нагнетании воды в газонасыщенную часть пласта, м³/Па;
P_п, P_з соответственно пластовое и забойное давление (на глубине установки пакера), Па;
Q_г, Q_в соответственно расходы газа и воды, м³/с.

Рассчитывается необходимая величина давления газа на устье скважины по формуле:

Величина давления воды на устье скважины определяется по формуле (1).

Величины Q_в, Q_г, P_уг и P_ув периодически, по мере изменения значений P_п, коэффициентов а, b корректируются.

Поддержание соотношения между значениям P_ув и P_уг, вычисляемыми по формулам (1) и (7), позволяет обеспечивать нагнетание в заданные интервалы пласта воды и газа с минимальными их вертикальными перетоками в окрестностях забоя скважины.

Перемешивание воды с газом в пласте будет происходить на некотором удалении от скважины (за счет гравитационного перераспределения фаз пузырьки газа приобретают вектор скорости фильтрации, направленный вниз). При этом образующаяся при смешивании газа и жидкости оторочка будет состоять: в верхней части пласта из водогазовой смеси (В + Г), а в нижней части пласта из водо-газо-нефтяной смеси: часть газа может быть растворена в нефти вблизи нагнетательной скважины, а дальше от скважины этот газ будет частично выделяться.

Вытесняемая водо-газовой и водо-газо-нефтяной смесью нефть продвигается по пласту, поступает в добывающие скважины 12, в которые спущены лифтовые трубы 13 с пакером 14, установленным ниже текущего газо-нефтяного контакта; затрубное пространство в добывающих скважинах выше пакера заполнено жидкостью для предотвращения прорывов газа (эксплуатационная колонна в интервале выше места установки пакера не перфорируется).

Отбор нефти через добывающие скважины может производиться непрерывно при заданном затрубном давлении, либо периодически.

Пример осуществления способа.

Продуктивный нефтегазовый пласт залегает на глубине 3850 м. Толщина пласта h 200 м.

Нагнетательная водо-газовая скважина обсажена трубами с внутренним диаметром D₁ 0,15 м; в скважину спущены НКТ с внутренним диаметром d₁ 0,073 м и наружным диаметром d₂ 0,089 м. На колонне НКТ на глубине H 4000 м установлен пакер, разобщающий верхний, газонасыщенный интервал пласта от нижнего, нефтенасыщенного. По колонне НКТ в нижний нефтенасыщенный интервал нагнетается газ с расходом Q_г 800 тыс. м³/сут 9,259 м³/с, а по затрубному пространству нагнетается в верхний газонасыщенный интервал пласта вода с расходом Q_в 1000 м³/сут 1,157 • 10^-2м³/с.2 Пластовое давление P_п 50•10⁶ Па. Коэффициент приемистости по воде верхнего (надпакерного интервала) η 100 м³/(сут. МПа), коэффициенты фильтрационного сопротивления при движении газа в нижнем (подпакерном интервале)


Коэффициенты A, B, C в формуле (1) равны:
A 83,8•10^-6м^-1;
B 5,86•10⁸кг²м^-9с^-2;
C 7,54•10⁹кг•м^-7.

Давление газа на устье нагнетательной скважины P_уг (в колонне НКТ) равно 46,2•10⁶ Па.

Необходимое значение давления воды на устье нагнетательной скважины вычисляется по формуле (1):

При работе водо-газовой нагнетательной скважины с технологическими параметрами: Q_г 800 тыс.м³/сут; Q_в 1000 м³/сут; P_уг 46,2 МПа, P_ув 21,76 Мпа, на забое скважины (на глубине H 4000 м) создается давление P_з, равное 60 МПа, и обеспечивается поступление с заданным расходом воды и газа в определенные интервалы, а именно: воды в верхнюю газонасыщенную, а газа в нижнюю, нефтенасыщенную часть пласта, при этом предотвращаются прорывы вблизи от данной скважины газа в верхний, а воды в нижний интервалы.

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может применяться для повышения коэффициента нефтеотдачи. Способ позволяет повысить эффективность использования закачиваемых в пласт вытесняющих агентов: воды и газа, за счет предотвращения прорывов в вертикальном направлении в прискважинной зоне газа и воды. За счет поддержания на устье водогазовой нагнетательной скважины значения давления воды, определенного по формуле, приведенной в описании, обеспечивается поступление вытесняющих агентов в расчетных количествах в заданные интервалы: воды - в верхнюю газонасыщенную часть, а газа - в нижнюю нефтенасыщенную часть пласта. Регулирование процесса нагнетания воды и газа осуществляется с использованием установленных на устье водогазовой нагнетательной скважины манометров. 1 ил.

Способ разработки нефтегазовой залежи и нефтяной оторочки, включающий одновременно-раздельную закачку газа и воды через водогазовую нагнетательную скважину в разные интервалы продуктивного пласта и отбор углеводородной продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что давление закачиваемой воды на устье водогазовой нагнетательной скважины Р_у в поддерживают в соответствии с выражением

+CQ2в

-gρ_вH,
где



Р_у г давление газа на устье скважины в колонне лифтовых труб, Па;
g ускорение силы тяжести, м/с²;
ρ_г.ст- плотность газа при стандартных условиях, кг/м³;
Т_с т температура при стандартных условиях, град. К;
Н глубина установки пакера, м;
Т средняя температура по стволу скважины, град. К;
Z среднее значение коэффициента сверхсжимаемости по стволу скважины, безразм.

λ_в- коэффициент гидравлического сопротивления канала, по которому движется вода, безразм.

ρ_в- плотность воды, кг/м³;
λ_г- коэффициент гидравлического сопротивления при движении газа по колонне лифтовых труб, безразм.

d₁ внутренний диаметр колонны лифтовых труб, по которой движется газ, м;
F_в площадь живого сечения канала, по которому движется вода, м²;
D_в гидравлический диаметр канала, по которому движется вода, м;
Q_г расход газа при стандартных условиях, м³/с;
Q_в расход воды, м³/с;
π = 3,14.т