СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Российский патент 2001 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам и способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ.

Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность [1]. Недостатком этого способа разработки является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30-40%.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ вытеснения нефти из пласта, включающий закачку воды по затрубному пространству нагнетательной скважины и одновременно газа по ее насосно-компрессорным трубам, образование на забое скважины эжектированием водогазовой смеси и вытеснение нефти к добывающим скважинам [2].

Недостатком известного способа является то, что при закачке водогазовой смеси после увеличения противодавления со стороны пласта (что происходит вследствие блокирования высокопроницаемых коллекторов водогазовой смесью) скорость движения воды в эжекторном устройстве падает, вследствие чего подсос газа эжектором прекращается. Это приводит к тому, что часть нагнетаемой воды поступает в газовую линию, что усложняет течение технологического процесса.

Кроме того, недостатком способа является невысокое нефтевытеснение водогазовой смесью вследствие недостаточного охвата пласта воздействием из-за низкой стабильности водогазовой смеси.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет увеличения охвата нефтяного пласта воздействием при повышении стабильности образованной газожидкостной системы и как следствие улучшения ее реологических свойств, а также очистки призабойных зон добывающих скважин от скопившегося там попутного нефтяного газа, блокирующего движение нефти к забою скважин. Необходимый технический результат достигается тем, что по способу вытеснения нефти из пласта, включающему закачку воды по затрубному пространству нагнетательной скважины и одновременно газа по ее насосно-компрессорным трубам, образование на забое скважины эжектированием водогазовой смеси и вытеснение нефти к добывающим скважинам, согласно изобретению эжекторное устройство на забое нагнетательной скважины устанавливают с обратным клапаном в месте ввода газа в устройство, линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины соединяют с затрубным устройством добывающих скважин, а в нагнетаемую воду периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%, при этом после срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы.

Сущность данного технического решения заключается в том, что при таком выполнении технологии вытеснения нефти из пласта водогазовая смесь сразу поступает в поры пласта, диаметр которых намного меньше диаметра насосно-компрессорных труб. Водогазовая смесь при движении по пласту будет обладать лучшими реологическими свойствами. Улучшение качества водогазовой смеси ведет к усилению ее нефтевытесняющих свойств. Лабораторными исследованиями показано, что коэффициент вытеснения нефти при воздействии водогазовой смеси на 4-9% выше, чем при воздействии раздельной системой вода-газ (см., например, Е. Н. Сафонов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин и др. "Крупномасштабное внедрение в опытно-промышленные испытания методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана", в кн. "Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения", Казань, 1997 г., с. 57-58).

При повышении давления в эжекторе на границе насадка и камеры смешения выше, чем в газовой линии, обратный клапан "срабатывает" и предотвращает попадание воды в газовую линию. Газовую линию нагнетательной скважины соединяют с затрубным пространством добывающих скважин. Такая схема отбора газа позволяет постоянно поддерживать разряжение в затрубном пространстве добывающих скважин. Благодаря этому создают перепад давления между призабойными зонами добывающих скважин и их затрубными пространствами. При разработке нефтяных месторождений в призабойной зоне добывающих скважин скапливается выделяющийся при добыче нефти попутный нефтяной газ, который блокирует нефтеносные коллекторы. В результате этого приток нефти к скважине падает, а воды, подвижность которой в несколько раз выше подвижности нефти, наоборот, увеличивается. Создание разряжения в затрубном пространстве добывающих скважин способствует отсосу попутного нефтяного газа из фильтрационных каналов призабойной зоны, что приводит к восстановлению движения по ним нефти и соответственно увеличения дебитов нефти.

Для увеличения вязкости водогазовой смеси и подключения в работу неохваченных ранее нефтенасыщенных коллекторов в нагнетаемую воду периодически добавляют ПАВ. Известно (см., например, Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -M. : Недра, 1978, с. 38), что вязкость пенной системы на порядок выше вязкости водогазовой смеси. В результате этого образованная пенная система будет блокировать промытые водой коллектора, а это приведет к тому, что возрастет противодавление движению пенной системы со стороны пласта, повышению давления внутри эжекторного устройства срабатыванию обратного клапана. Далее проводят кислотную обработку, для чего в пласт закачивают растворы кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы, (например, соляная кислота, смесь соляной и плавиковой кислот и т. п. ). В результате этого возникают новые пути для вытесняющего нефть флюида, и соответственно охват пласта воздействием увеличивается.

Испытания заявляемого и известного способов проводили на линейных моделях пласта длиной 7 см, диаметром 2,7 см, заполненных песком фракцией 0,7-0,1 мм. Цель испытаний - определение оптимальной концентрации ПАВ в нагнетаемой воде. Оценку эффективности изобретения проводят путем сравнения величины давления прорыва модели пласта, заблокированной пенной системой и водогазовой смесью. Испытания проводят следующим образом. Через предварительно заполненную нефтью модель прокачивают воду до полного обесцвечивания конечного продукта на выходе модели. После этого проводят закачку водогазовой смеси и пены с различной концентрацией ПАВ, и определяют величину давления прорыва модели пласта водой.

Результаты экспериментов приведены в таблице.

Таким образом, на основании проведенных исследований установлено, что оптимальная концентрация ПАВ в воде 0,5-1,1%, т.к. при меньшей концентрации величина прорыва уменьшается, а при большей - не возрастает.

Схема реализации способа представлена на чертеже, где показан сепаратор 1, эжекторное устройство 2 и обратный клапан 3, который размещают в месте ввода газа в эжекторное устройство.

Способ реализуют следующим образом. Вода, нагнетаемая насосом, поступает в затрубное пространство нагнетательной скважины и далее к эжекторному устройству, которое установлено на забое скважины и снабжено обратным клапаном. Туда же через линию НКТ и обратный клапан 4 поступает газ из сепаратора (и из затрубного пространства добывающих скважин). В эжекторе за счет увеличения скорости струи создают зону разряжения, способствующую перемешиванию воды и газа и образованию водогазовой смеси. Периодически в воду добавляют ПАВ, что способствует образованию в эжекторе пенной системы. Пенная система блокирует коллектор призабойной зоны пласта, в результате чего снижается скорость движения воды по эжектору, прекращается подсос газа, давление внутри эжектора (на границе насадки и камеры смешения) становится выше, чем снаружи (газа). В результате этого обратный клапан закрывается. Далее проводят кислотную обработку, благодаря чему в пласте образуются новые пути движения вытесняющего флюида.

Источники информации
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985, с. 37-116.

2. RU 2078200 С1, 27.09.1997.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ. Сущность изобретения: по способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины определяют с затрубным пространством добывающих скважин. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Обеспечивается повышение эффективности способа. 1 табл., 1 ил.

Способ вытеснения нефти из пласта, включающий закачку воды по затрубному пространству нагнетательной скважины и, одновременно, газа по ее насосно-компрессорным трубам, образование на забое скважины эжектированием водогазовой смеси и вытеснение нефти к добывающим скважинам, отличающийся тем, что эжекторное устройство на забое нагнетательной скважины устанавливают с обратным клапаном в месте ввода газа в устройство, линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины соединяют с затрубным пространством добывающих скважин, а в нагнетаемую воду периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5 - 1,1%, при этом после срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы.