СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА Российский патент 2006 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработкам нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов.

Известен способ вытеснения нефти из пласта путем закачки в пласт смеси нефтяного газа и воды, причем предварительно получают нефтяной газ для смеси путем сжигания 40-70% объема нефтяного газа, а затем продукты горения смешивают с оставшимся 30-60% объема нефтяного газа (а.с. 1546618 СССР, Е 21 В 43/22, 1990).

Недостатком способа является применение продуктов сгорания нефтяного газа и быстрое засорение призабойной зоны пласта, а также потери нефтяного газа в результате его сжигания.

Известен способ вытеснения нефти из пласта, при котором закачивают одновременно воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газ по насосно-компрессорным трубам, причем в нагнетаемую воду периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%, а также проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы (пат. 2170814 РФ, 7 Е 21 В 43/20, 2001).

Недостатками способа являются периодичность обработок, быстрое засорение призабойной зоны пласта и уменьшение приемистости нагнетательных скважин, а также недостаточный коэффициент охвата продуктивного пласта вытеснением.

Известен способ вытеснения нефти из пласта, при котором закачку воды и газа ведут одновременно по раздельным линиям, а на расчетной глубине в стволе скважины их смешивают эжектированием (авт. св. 1810505 СССР, Е 21 В 43/22, 1993). Недостатком способа является быстрое уменьшение приемистости пласта, а также недостаточно высокий коэффициент охвата вытеснением продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ вытеснения нефти из пласта, включающий одновременную закачку по раздельным линиям воды и газа в нефтяной пласт, смешение их эжектированием на глубине в стволе скважины и вытеснение нефти к добывающим скважинам, при этом предварительно определяют динамическую вязкость нефтегазовой смеси в пластовых условиях и осуществляют закачку воды и газа при соотношении, соответствующем условию равенства динамической вязкости водогазовой смеси и динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях (пат. РФ №2088752, Е 21 В 43/20, 27.08.1997). Недостатком этого способа является существенное снижение приемистости нагнетательных скважин (в 1,5-2,5 раз), что приводит соответственно к снижению эффективности вытеснения нефти из продуктивного пласта. Кроме того, на практике трудно обеспечить повышение давления нагнетания водогазовой смеси до 1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости, так как на насосных агрегатах системы поддержания пластового давления используют синхронные двигатели. Изменить же давление при помощи задвижки недопустимо, так как из-за большого объема перекачиваемой жидкости задвижки быстро выходят из строя.

Задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из продуктивного пласта к добывающим скважинам водогазовой смесью путем увеличения охвата пласта вытеснением и уменьшения засорения призабойной зоны пласта.

Технический результат достигается тем, что в известном способе вытеснения нефти из пласта, включающем предварительное определение динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, одновременную закачку по раздельным линиям воды и газа в нефтяной пласт, смешение их эжектированием на глубине в стволе скважины и вытеснение нефти к добывающим скважинам водогазовой смесью с динамической вязкостью, равной динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, при этом водогазовую смесь моделируют при соотношении, соответствующем условию равенства ее динамической вязкости и динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, при этом воду перед закачкой предварительно очищают от механических примесей и обрабатывают в постоянном магнитном поле с напряженностью 320-400 кА/м.

При этом динамическую вязкость нефтегазовой смеси пласта можно также определять по имеющимся геологическим данным, а динамическую вязкость водогазовой смеси, которую моделируют с учетом пластовых условий, измеряют с помощью вискозиметра высокого давления (20-40 МПа).

При равенстве динамических вязкостей водогазовой (модельной) и нефтегазовой (измеренной) смесей определяют оптимальное содержание газа в водогазовой смеси, которое и закачивают в пласт.

Применение оптимального содержания газа и воды в водогазовой смеси увеличивает охват пласта вытеснением.

Газ по межколонному пространству нагнетательной скважины закачивают периодически, причем закачку газа прекращают при снижении приемистости нагнетательной скважины до 85%, но при этом продолжают закачивать только воду до восстановления приемистости скважины.

В качестве газа можно использовать попутный нефтяной газ.

Воду перед закачиванием в колонну насосно-компрессорных труб очищают от механических примесей и обрабатывают в постоянном магнитном поле высокой напряженности.

Периодическая закачка газа и обработка воды позволяют длительное время сохранить приемистость скважины, так, например, магнитная обработка изменяет щелочность воды (до 14%), а периодическая закачка газа увеличивает приемистость скважины и уменьшает опасность прорыва газа в добывающие скважины.

Увеличение напряженности магнитного поля в рабочем зазоре более 400 кА/м не приводит к дополнительному увеличению щелочности воды, кроме того, затрудняется конструирование магнитоактиваторов с большей напряженностью магнитного поля. Снижение напряженности магнитного поля меньше 320 кА/м приводит к существенному снижению щелочности обработанной воды, что также нецелесообразно.

Способ вытеснения нефти из пласта поясняется иллюстрацией:

фиг.1 - схема определения оптимального содержания газа в модельной водогазовой смеси;

фиг.2 - схема закачки воды и газа в пласт по раздельным линиям.

Оптимальное содержание газа определяют с учетом температуры и давления пласта, а также предварительно измеренной динамической вязкости нефтегазовой смеси пласта. Схема определения оптимального содержания газа (фиг.1) содержит вискозиметр высокого давления 1, включающий измерительную камеру 2, падающий груз 3, установленный на направляющем стержне 4, электрический нагреватель воды 5, электронную схему 6 вмонтированного внутри корпуса 7 вискозиметра 1, термометр 8 и манометр 9 высокого давления. Вход 10 вискозиметра 1 соединен с выходом 11 эжекторного смесителя 12, один из входов 13 эжекторного смесителя 12 соединен посредством вентиля 14 с дозировочным насосом высокого давления 15 счетчика воды 16 емкости воды 17, а второй вход 18 через вентиль 19 соединен со счетчиком газа 20 и баллоном газа высокого давления 21. Электронная схема 6 фиксирует время падения груза 3 и обеспечивает пересчет времени на динамическую вязкость (в мПа·с). В качестве газа используют нефтяной газ метан, а в качестве воды - подтоварную воду из исследуемой скважины. Все элементы схемы (за исключением 16 и 17) обеспечивают работу в условиях высокого давления (до 35-40 МПа). Груз 3 выполнен с отверстием в центре (на чертеже не показано) для установки и перемещения его на вертикальном стержне 4.

Путем открытия вентилей 14 и 19 и включения дозировочного насоса 15 одновременно подают воду и газ на эжекторный смеситель 12. При этом измеряют счетчиком воды 15 расход воды, а счетчиком газа 20 - расход газа. На эжекторном смесителе 12 происходит смешивание газа и воды. С выхода эжекторного смесителя 11 водогазовую смесь в заданном соотношении расходов подают в измерительную камеру 2. После этого водогазовую смесь нагревают до требуемой величины, например до 80°С. Дозировочным насосом 15 обеспечивается требуемое давление в измерительной камере 2, например 28 МПа. После этого включают режим измерения динамической вязкости (на чертеже не показано): груз 3 падает, электронная схема 6 фиксирует время падения груза 3 на стержне 4, выполняет пересчет времени падения на динамическую вязкость водогазовой смеси и выдает показания в электронном виде на табло (на чертеже не показано) или иной регистратор. Если динамическая вязкость меньше требуемой величины, то увеличивают содержание газа в водогазовой смеси, и наоборот. При этом процесс измерения повторяют аналогично по последовательности описанной выше. В момент равенства динамических вязкостей нефтегазовой смеси и измеряемой водогазовой смеси определяют оптимальное содержание газа в водогазовой смеси.

По полученному оптимальному содержанию газа в водогазовой смеси и приемистости скважины определяют оптимальный расход газа. Полученное оптимальное содержание газа в водогазовой смеси используют при формировании и нагнетании водогазовой смеси в пласт (фиг.2).

Схема закачки водогазовой смеси в пласт (фиг.2) включает эжекторный смеситель 22, установленный под колонной НКТ 23 и соединенный с пакером 24. Межколонное пространство 25 образуется колонной НКТ 23 и обсадной колонной 26. Межколонное пространство 25 соединено через счетчик газа 27, задвижку 28 с источником газа 29. В качестве источника газа 29 можно использовать, например, попутный газ из затрубного пространства добывающих скважин данного нефтяного месторождения или из газопровода (на чертеже не показано). Колонна НКТ 23 соединена через магнитоактиватор 30 и водовод высокого давления 31 с насосом высокого давления 32, на входе которого имеется отстойник 33.

Расход газа регулируют при помощи задвижки 28 и контролируют счетчиком газа 27. Вода и газ по раздельным каналам поступают в эжекторный смеситель 22, где образуется смоделированная водогазовая смесь, которую затем продавливают в пласт 34.

При прохождении через магнитоактиватор 30 щелочность воды увеличивается до 14%. Это препятствует к набуханию глины в породах призабойной зоны скважины и уменьшению ее приемистости.

При уменьшении приемистости скважины до 85% прекращают закачку газа в межколонное пространство 25 и в пласт 34 закачивают только воду, причем до тех пор, пока приемистость не восстановится.

Уменьшение приемистости скважин менее 85% нецелесообразно, т.к. при этом начинается заметное уменьшение дебита нефти в добывающих скважинах, что нежелательно.

Для уменьшения набухания глины, удержания приемистости скважины длительное время на исходном уровне воду, закачиваемую в пласт, обрабатывают в постоянном магнитном поле высокой напряженности. Для этой цели можно использовать магнитоактиватор с напряженностью магнитного поля в рабочем зазоре 320-400 кА/м, например, типа МА 025 Сибирского химического комбината.

Пример.

Для определения оптимального содержания газа в водогазовой смеси по схеме фиг.1 моделируют смесь, используя подтоварную воду из исследуемой скважины и газ - метан (баллон высокого давления до 35 МПа).

Исходные условия: динамическая вязкость нефтегазовой смеси в пластовых условиях 1,17 мПа·с, газовый фактор 87 м³/т, температура нефтегазовой смеси в пласте 80°С, пластовое давление 28 МПа. Общая минерализация подтоварной воды 29 г/л. Приемистость исследуемой нагнетательной скважины 150 м³/сут.

Результаты опытов приведены в таблице.

Таблица
Содержание газа в водогазовой смесиНомер ОпытаСодержание компонентов модельной смеси, %Динамическая вязкость (модельной) водогазовой смеси, мПа·сДинамическая вязкость нефте газовой смеси, пласта, мПа·сВодаГаз1100-0,351,17280200,651,17360400,901,17450501,171,17

Из данных, приведенных в таблице, вытекает, что оптимальное содержание газа в водогазовой смеси составляет 50% при условии равенства динамической вязкости водогазовой и нефтегазовой смесей. Оптимальный расход газа равен 150 м³/сут.

Ожидаемое увеличение коэффициента вытеснения нефти по заявленному способу составляет увеличение на 7-9% по сравнению с известными.

Таким образом, определение оптимального содержания газа в водогазовой смеси в момент равенства динамических вязкостей водогазовой и нефтегазовой смесей и учет этой величины при закачке водогазовой смеси в пласт, магнитная обработка и очистка воды от механических примесей позволяют повысить эффективность вытеснения нефти из пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на нефтяные пласты. Обеспечивает повышение эффективности вытеснения нефти из продуктивного пласта к добывающим скважинам водогазовой смесью путем увеличения охвата пласта вытеснением и уменьшения засорения призабойной зоны пласта. Сущность изобретения: по способу предварительно определяют динамическую вязкость нефтегазовой смеси в пластовых условиях. Одновременно закачивают по раздельным линиям воду и газ в нефтяной пласт. Смешивают их эжектированием на глубине в стволе скважины. Вытесняют нефть к добывающим скважинам водогазовой смесью с динамической вязкостью, равной динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях. Согласно изобретению водогазовую смесь моделируют при соотношении, соответствующем условию равенства ее динамической вязкости и динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях. При этом воду перед закачкой предварительно очищают от механических примесей и обрабатывают в постоянном магнитном поле с напряженностью 320-400 кА/м. 1 табл., 2 ил.

Способ вытеснения нефти из пласта, включающий предварительное определение динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, одновременную закачку по раздельным линиям воды и газа в нефтяной пласт, смешение их эжектированием на глубине в стволе скважины и вытеснение нефти к добывающим скважинам водогазовой смесью с динамической вязкостью, равной динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, отличающийся тем, что водогазовую смесь моделируют при соотношении, соответствующем условию равенства ее динамической вязкости и динамической вязкости нефтегазовой смеси в пластовых условиях, при этом воду перед закачкой предварительно очищают от механических примесей и обрабатывают в постоянном магнитном поле с напряженностью 320-400 кА/м.