СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/18 E21B43/20 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненной и необводненной залежи, а также залежи с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины вытесняющего агента и раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), при этом при закачке ПАВ дополнительно закачивают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) и раствор ПАВ, причем закачку первого раствора ПАВ проводят при постепенном снижении давления закачки и сохранении приемистости скважины, закачку ШФЛУ проводят на установившемся режиме [см. пат. RU 2103492, кл. Е 21 В 43/22, опубл. БИ 3 от 27.01.98 г.].

Известный способ наиболее эффективен при разработке новых залежей и позволяет повысить их нефтеотдачу.

Недостатком способа является невысокая нефтеотдача залежей, разработка которых ведется заводнением продолжительное время, т.к. в результате контакта нагнетаемой воды с пластовой нефтью образуется слой эмульсии, препятствующий проникновению вытесняющего агента в неохваченную процессом вытеснения часть пласта.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор нефти через добывающие скважины, периодическое воздействие на призабойную зону скважины резким снижением давления, при этом после закачки вытесняющего агента нагнетательную скважину останавливают, осуществляют выдержку до установления статического уровня жидкости, затем производят вакуумирование этой скважины до появления нефтяного газа с последующим возобновлением закачки вытесняющего агента, причем одновременно с отбором нефти осуществляют вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, путем подсоединения вакуум-насоса к затрубному пространству этих скважин [см. пат. RU 2053353, кл. Е 21 43/20, опубл. БИ 3 от 27.01.96 г.].

Известный способ разработки нефтяной залежи осуществляется в следующей последовательности. Разработку осуществляют с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. При снижении дебита по нефти останавливают работу нагнетательной скважины. Применением известных способов, например излива, принудительного отбора, стравливания давления и т.п., добиваются снижения уровня жидкости в скважине не менее чем на 0,5-1 м от устья скважины. Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 100 м²/ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов и трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зоны скважины (примерно 40-48 часов), затем возобновляют закачку вытесняющего агента, при этом производят вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной. Осуществляют вакуумирование зоны затрубного пространства добывающей скважины при ее непрерывной работе. При резком увеличении дебита по нефти процесс вакуумирования прекращают.

Применение данного способа позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет улучшения фильтрационных свойств пористой среды для вытесняющего агента и нефти.

Однако способ позволяет воздействовать только на призабойную зону скважины, но не оказывает влияния на процесс вытеснения нефти из остальной части пласта, т. к. в результате вакуумирования из пор и трещин удаляется газ, но не разрушается слой эмульсии, препятствующий процессу повышения охвата пласта вытеснением, поэтому значительные запасы нефти остаются в залежи.

Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ разработки нефтяной залежи, который обеспечивал бы максимально возможный процесс вытеснения нефти.

Техническая задача состоит в увеличении нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта вытеснением и улучшением нефтевымывающих свойств вытесняющего агента.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины с осуществлением их вакуумирования.

Новым является то, что в вытесняющий агент перед закачкой его в пласт дополнительно подают деэмульгатор, для разрушения в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода и исходя из свойств вытесняющего агента для выравнивания фронта вытеснения, и нефтяной газ, который отбирают из межтрубного пространства близлежащих добывающих скважин при давлении разрежения 0,01 - 0,07 МПа.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т. е. о соответствии заявленного технического решения критерию "существенные отличия".

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На разрабатываемой нефтяной залежи выбирают нагнетательную и близлежащие добывающие скважины. В нагнетательную закачивают вытесняющий агент - воду. Для повышения приемистости скважины ее останавливают и производят вакуумирование зоны нагнетательной скважины, затем возобновляют закачку вытесняющего агента. Для осуществления вакуумирования нагнетательных скважин межтрубные пространства последних соединяют между собой газопроводом. Выход газопровода через тройник соединяют с всасывающим патрубком струйного насоса, установленного на манифольде нагнетательной скважины. Другой конец тройника соединяют с выходным устройством вакуум-насоса. Пускают вакуум-насос в работу и удаляют межтрубный газ до достижения разрежения на газопроводе 0,07 МПа. Останавливают работу вакуум-насоса, открывают задвижку на тройнике и пускают межтрубный газ в струйный насос, в смесительной камере которого газ смешивается с нагнетаемой водой и раствором ДЭ и используют как вытесняющий агент. Полученный таким образом вытесняющий агент закачивается в пласт. При достижении давления разрежения в газопроводе до 0,01 МПа останавливают работу струйного насоса. Его вновь подключают при повышении давления в газопроводе до 0,07 МПа.

В результате применения предлагаемого способа происходят следующие процессы. При вакуумировании добывающих скважин в результате снижения межтрубного давления уменьшается противодавление на пласт, благодаря чему облегчается приток нефти к забою скважины. Удаление газа из состава нефти через межтрубное пространство способствует улучшению работы насосов, добывающих нефть, за счет повышения коэффициента подачи, а также снижению процесса парафиноотложения на насосно-компрессорных трубах.

При снижении давления до 0,07 МПа из межтрубного пространства добывающих скважин удаляются газы (метан, азот, этен и др.), которые отрицательно влияют на процесс закачки, т.е. образуют газовую пробку в призабойной зоне нагнетательной скважины и тем самым снижают ее приемистость. В скважину подаются только газы C₂ - C₄, которые отбираются из межтрубного пространства добывающих скважин при давлении разрежения в пределах от 0,01 до 0,07 МПа. При давлении нагнетания эти газы переходят в жидкое состояние, потому облегчается их проникновение в пласт. Снижение давления ниже 0,01 МПа приводит к выделению газоконденсата, закачка которого в пласт совместно с водой вызывает осложнения, связанные с уменьшением приемистости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин и необходимостью в связи с этим повышения давления нагнетания.

Присутствующий в закачиваемом вытесняющем агенте деэмульгатор способствует разрушению в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода и проникновению закачиваемого агента в неохваченную вытеснением часть пласта. В свою очередь, проникший в эту область сжиженный газ, обладая высокой совместимостью с нефтью, благодаря эффекту бокового рассеивания, поперечному перемешиванию и образованию зоны раствора, исключает процесс языкообразования и наиболее полно вытесняет нефть из пласта.

Все эти процессы: увеличение охвата пласта воздействием, улучшением нефтевымывающих свойств вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения - в значительной степени способствуют повышению нефтеотдачи пласта, а удаление газов из затрубного пространства добывающих скважин приводит к повышению стабильности их работы, уменьшению количества ремонтов и простоев по причине осложнений, а также улучшению эксплуатационных характеристик.

Пример конкретного выполнения.

Способ испытали в промысловых условиях. На Южно-Ромашкинском месторождении выбрали участок, разбуренный в 1991 году кустовым методом, состоящий из 1 нагнетательной и 8 добывающих скважин. Добывающие скважины работали со среднесуточным дебитом жидкости 4,29 м³/сут, обводненностью - 10-25%, плотностью - 800 кг/м³ газовым фактором - 39-65 м³/т.

Произвели работы по обвязке межтрубных пространств добывающих скважин газопроводом и подсоединению его через эжекторное устройство к манифольду нагнетательной скважины. Подсоединили вакуум-насос к газопроводу, пустили его в работу и в течение 3-х часов удалили весь объем газа, находящийся над динамическим уровнем жидкости в добывающих скважинах. При этом в газопроводе достигли давления разрежения 0,07 МПа и выделения газов C₂ - C₄. Затем работу вакуум-насоса остановили. На тройнике линию, соединяющую газопровод с вакуум-насосом, отключили от последнего и подсоединили к емкости (на 10 м³) с 1% раствором деэмульгатора Re-cod-752, после чего открыли все три задвижки на тройнике для поступления межтрубного газа и раствора ДЭ в смесительную камеру струйного насоса, где происходит их перемешивание с нагнетаемой пресной водой. Процесс закачки получаемого вытесняющего агента осуществляли в течение времени, пока поступал газ из межтрубного пространства добывающих скважин и манометры, установленные на их устье, показывали давление не ниже 0,01 МПа - это составило 5 суток. После чего работа струйного насоса была остановлена и осуществлен переход на обычный режим эксплуатации: закачку пресной воды.

Анализ работы показал, что после снижения давления в межтрубном пространстве добывающих скважин дебит по нефти увеличился в среднем с 4,29 до 7,0 т/сут, в таком режиме скважины работали в течение 5 месяцев. В последующем повышение дебита нефти до 7,35 т/сут было вызвано влиянием закачки в пласт смеси газа и ДЭ. С таким дебитом отбор нефти осуществлялся в течение 7 месяцев. После чего наблюдалось снижение дебита нефти до 4,5 т/сут. Возобновление процесса закачки водо-газовой смеси в пласт привело к восстановлению дебита скважины по нефти в пределах 7-7,5 т/сут. В течение года было добыто дополнительной нефти в количестве 8393 т.

Для сравнения на том же месторождении в сопоставимых условиях проведения эксперимента был выбран участок, который разработали с применением известного способа. Первоначальный дебит нефти составлял в среднем 4,6 т/сут на одну скважину. После обработки скважин вакуумированием дебит повысился до 6,4 т/сут и держался на этом уровне в течение 8 месяцев. За этот период с участка было добыто дополнительно 3456 т нефти.

Сравнительный анализ с прототипом показал, что предлагаемый способ позволяет в 2,4 раза больше добыть нефти.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи складывается за счет повышения добычи нефти и продолжительности эффективного воздействия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненной и необводненной залежи, а также залежи с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта вытеснением и улучшением нефтевымывающих свойств закачиваемого агента. Сущность изобретения: по способу в нагнетательную скважину закачивают вытесняющий агент. Через добывающие скважины отбирают нефть с осуществлением вакуумирования. При этом в вытесняющий агент перед закачкой его в пласт дополнительно подают деэмульгатор. При этом выбирают эмульгатор, обеспечивающий разрушение в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода, и исходя из свойств вытесняющего агента для выравнивания фронта вытеснения. В вытесняющий агент подают также газ, который отбирают из межтрубного пространства близлежащих добывающих скважин при давлении разрежения 0,01-0,07 МПа.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор нефти через добывающие скважины с осуществлением их вакуумирования, отличающийся тем, что в вытесняющий агент перед закачкой его в пласт дополнительно подают деэмульгатор для разрушения в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода и исходя из свойств вытесняющего агента для выравнивания фронта вытеснения и нефтяной газ, который отбирают из межтрубного пространства близлежащих добывающих скважин при давлении разрежения 0,01 - 0,07 МПа.