СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2006 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности к области разработки нефтяных залежей.

Известен способ разработки месторождений методом заводнения продуктивных пластов. Техническая сущность способа заключается в вытеснении нефти к забоям добывающих скважин путем нагнетания технологической жидкости через систему поддержания пластового давления [1].

Недостаток данного способа заключается в недостаточном отмыве нефти и низком коэффициенте нефтеотдачи при воздействии на продуктивные пласты залежи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения, включающий вскрытие перфорацией нефтяного пласта (кровельной части) в добывающих и нагнетательных скважинах (в подошвенной части), закачку воды в нефтяной пласт через нагнетательную скважину. Техническая сущность способа заключается в закачке воды по всей толщине нефтяного пласта через систему нагнетательных скважин и вытеснении нефти к забоям добывающих скважин путем нагнетания технической воды [2].

Недостатком данного способа является невозможность проведения поршневого вытеснения нефти и поэтому будет происходить фрактальное вытеснение в геологически однородном, а по проницаемости пласта микронеоднородном. При этом возможно образование языков вытеснения и формирование слоя вытесняемой нефти, тупиковых зон и слоя подвижной воды.

Задачей изобретения является разработка высокоэффективного способа ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Технический результат достигается тем, что способ разработки высокообводненной нефтяной залежи, оборудованной нагнетательной и добывающей скважинами, эксплуатирующими нефтенасыщенную и высокообводненную части пласта, заключающийся в установке технологического процесса, предусматривающей следующие операции: а) размещение в добывающей скважине нагнетательных насосно-компрессорных труб; б) закачка технической воды через нагнетательные насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине, в высокообводненную часть пласта поршневыми насосами с возбуждением большого числа звуковых гармоник, с последующим возникновением звуковых волн различной частоты; в) создание в высокообводненной части пласта между добывающей и нагнетательной скважинами стоячих звуковых волн, сформированных от бегущих звуковых волн различной частоты, генерируемых переменным давлением работы поршневого насоса; г) передача звукового давления от пучностей стоячих волн, сформированных в высокообводненной части пласта, на пропласток, находящийся между нефтенасыщенной и высокообводненной частями пласта; д) вытеснение защемленной нефти из пористой среды нефтенасыщенной части пласта звуковым давлением, прошедшим через пропласток; е) вовлечение вытесненной защемленной нефти из пористой среды пропластка в общий поток нефти в нефтенасыщенной части пласта нагнетаемой технической воды.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе разработки высокообводненных нефтяных залежей используют обратную закачку воды через нагнетательные трубы, размещенные в добывающей скважине, на высокообводненную часть пласта.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию "новизна".

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что закачка воды в нагнетательную скважину для вытеснения нефти через нефтенасыщенную часть пласта известно [2].

Однако не известно, что при обратной закачке технической воды через добывающую скважину в высокообводненную часть пласта можно создать стоячие волны между скважинами и фронтом давления от пучности стоячей волны, прошедшей через пропласток, воздействовать на защемленную нефть в пористой среде нефтенасыщенной части пласта.

Таким образом, изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень".

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В основу разработки способа положены четыре положения.

1. Закачка воды в скважины поршневыми насосами сопровождается возбуждением большого числа звуковых гармоник, в результате чего в скважине и пластах возникают звуковые волны различной частоты.

2. Скважина и пласт имеют различные волновые сопротивления.

3. На границе раздела двух сред звуковая волна отражается, частично проходит во вторую среду.

4. В пласте образуются стоячие волны.

Положение первое. Вследствие пульсаций давлений от насоса в среде возбуждаются волны, которые описываются уравнением [3]

где - смещение частиц среды относительно положения равновесия; А - амплитуда смещения; f - частота; t - время; х - текущая координата; λ - скорость волны в среде; Т - период волны.

Положение второе. Между давлением и колебательной скоростью существует соотношение [4]

ρ - плотность среды, с - скорость звука в ней, р - звуковое давление, υ - колебательная скорость частиц.

Величина - волновое сопротивление среды.

Положение третье. Наличие различных волновых сопротивлений на границе сред коэффициентами отражения [3]

Положение четвертое. При падении волны из среды с волновым сопротивлением z₁ на границу с волновым сопротивлением z₂ происходит отражение волны. Результирующее колебание, образованное двумя волнами, бегущими навстречу друг другу, образуют стоячую волну.

Уравнение записывается следующим видом:

Если и

то результирующая стоячая волна имеет выражение [3]

Колебательная скорость в стоячей волне

Распределение давления в стоячей волне определяется по формуле

Таким образом, в стоячей волне и звуковое давление содержит узлы и пучности.

Для решения технической задачи предлагается следующее.

Основные цели и различия закачки технической воды в добывающую и нагнетательную скважины:

1. закачку технической воды через НКТ в нагнетательную скважину осуществляют с целью вытеснения нефти из нефтенасыщенной части пласта в добывающую скважину;

2. закачку технической воды через НКТ в добывающую скважину осуществляют с целью возбуждения большого числа звуковых гармоник в высокообводненной части пласта переменным давлением работы поршневого насоса с последующим созданием стоячих волн (в высокообводненной части пласта используются различные волновые сопротивления на границе сред: третье теоретическое положение) и воздействием давления фронта пучностей стоячих волн на пористый пропласток (находящийся между высокообводненной и нефтенасыщенной частями пластов) с последующим вытеснением защемленной нефти из пористого пласта и вовлечение нефти в общий поток добываемой нефти.

На фиг.1 изображена технологическая схема закачки воды через добывающую скважину в высокообводненную часть пласта, который располагается ниже нефтенасыщенной части пласта. Показаны схема движения потока нефти по пласту и направление движения защемленной нефти из пористой среды пласта под действием фронта стоячей волны в высокообводненной части.

На фиг.2 изображена технологическая схема закачки воды через добывающую скважину в высокообводненную часть пласта, который располагается выше нефтенасыщенной части пласта.

На фиг.3 изображена технологическая схема закачки воды через добывающую скважину в высокообводненную часть пласта, который располагается выше нефтенасыщенной части пласта при механизированном способе добычи (используется УЭЦН или УШГН).

На фиг.1 приведена технологическая схема, которая содержит следующие элементы: 1 - нагнетательная колонна; 2 - насосно-компрессорные трубы; 3 - движение технической воды из нагнетательной скважины в нефтенасыщенную часть пласта; 4 - перфорационные отверстия в забойной части нагнетательной скважины; 5 - нефтенасыщенная часть пласта; 6 - движение нефти по нефтенасыщенной части пласта под действием нагнетаемой технической воды; 7 - движение защемленной нефти из пористой среды под действием акустической волны, пришедшей из подошвенной части нефтенасыщенного пласта; 8 - движение суммарного потока нефти по нефтенасыщенной части пласта; 9 - добывающая скважина; 10 - насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 11 - движение нефти в кольцевом зазоре между добывающей скважиной и насосно-компрессорными трубами; 12 - подошвенная часть нефтенасыщенной части пласта; 13 - перфорационные отверстия в забойной части добывающей скважины; 14 - твердый пропласток; 15 - пакер; 16 - кровля высокообводненной части пласта; 17 - движение технической воды, закачиваемой через насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 18 - высокообводненная часть пласта; 19 - пучность давления стоячей волны; 20 - стоячая акустическая волна, сформированная между добывающей и нагнетательными скважинами; 21 - фронт пучности стоячей волны, проходящий через твердый пропласток.

На фиг.2 приведена технологическая схема, которая содержит следующие элементы: 1 - нагнетательная колонна; 3 - движение технической воды из нагнетательной скважины в нефтенасыщенную часть пласта; 4 - перфорационные отверстия в забойной части нагнетательной скважины; 5 - нефтенасыщенная часть пласта; 9 - добывающая скважина; 10 - насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 13 - перфорационные отверстия в забойной части добывающей скважины; 14 - твердый пропласток; 17 - движение технической воды, закачиваемой через насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 18 - высокообводненная часть пласта.

На фиг.3 приведена технологическая схема, которая содержит следующие элементы: 1 - нагнетательная колонна; 3 - движение технической воды из нагнетательной скважины в нефтенасыщенную часть пласта; 4 - перфорационные отверстия в забойной части нагнетательной скважины; 5 - нефтенасыщенная часть пласта; 9 - добывающая скважина; 10 - насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 13 - перфорационные отверстия в забойной части добывающей скважины; 14 - твердый пропласток; 17 - движение технической воды, закачиваемой через насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине; 18 - высокообводненная часть пласта; 22 - насосно-компрессорные трубы для подвески УЭЦН; 23 - установка электроцентробежного насоса (или штанговый глубинный насос).

Примеры осуществления способа.

Вариант первый.

Нефтенасыщенный пласт расположен выше высокообводненной части пласта.

Первая операция. Размещают в добывающей скважине 9 (фиг.1) нагнетательные насосно-компрессорные трубы 10 (фиг.1).

Вторая операция. Закачивают техническую воду 17 (фиг.1) через нагнетательные насосно-компрессорные трубы 10 (фиг.1), размещенные в добывающей скважине 9 (фиг.1), и перфорационные отверстия 13 (фиг.1) в высокообводненную часть пласта 18 (фиг.1) для создания большого числа звуковых гармоник, с последующим возникновением звуковых волн различной частоты.

Третья операция. Создают в высокообводненной части пласта 18 (фиг.1) между добывающей 9 (фиг.1) и нагнетательной 1 (1) скважинами стоячие волны 20 (фиг.1).

Четвертая операция. Передают звуковое давление фронтом волны 20 (фиг.1) от пучности стоячих волн 19 (фиг.1), сформированных в высокообводненной части пласта 18 (фиг.1), на пропласток 14 (фиг.1), находящийся между нефтенасыщенной 5 (фиг.1) и высокообводненной 18 (фиг.1) частями пласта, для вытеснения защемленной нефти из пористой среды пропластка в общий поток.

Пятая операция. Вытесняют защемленную нефть 7 (фиг.1) из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.1) звуковым давлением, прошедшим через пропласток.

Шестая операция. Вовлекают вытесненную нефть 7 (фиг.1) из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.1) в поток нагнетательной технической воды 3 (фиг.1) и нефти 6 (фиг.1).

Вариант второй.

Нефтенасыщенный пласт расположен ниже высокообводненной части пласта.

Первая операция. Размещают в добывающей скважине 9 (фиг.2) нагнетательные насосно-компрессорные трубы 10 (фиг.2).

Вторая операция. Закачивают техническую воду 17 (фиг.2) через перфорационные отверстия 13 (фиг.2) через нагнетательные насосно-компрессорные трубы 10 (фиг.2), размещенные в добывающей скважине 9 (фиг.2), в высокообводненную часть пласта 18 (фиг.2), расположенную выше нефтенасыщенной части пласта.

Третья операция. Создают в высокообводненной части пласта 18 (фиг.2) между добывающей 9 (фиг.2) и нагнетательной 1 (2) скважинами стоячие волны 20 (фиг.2).

Четвертая операция. Передают звуковое давление (которое можно определить по формуле 6) фронтом волны 20 (фиг.2) от пучности стоячих волн, сформированных в высокообводненой части пласта 18 (фиг.2), на пропласток 14 (фиг.2), находящийся между нефтенасыщенной 5 (фиг.2) и высокообводненной 18 (фиг.2) частями пласта.

Пятая операция. Вытесняют защемленную нефть из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.2) звуковым давлением, прошедшим через пропласток 14 (фиг.2).

Шестая операция. Вовлекают вытесненную нефть из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.2) в поток нагнетательной технической воды 3 (фиг.2) в насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине 9 (фиг.2).

Вариант третий. Нефтенасыщенный пласт расположен ниже высокообводненной части пласта. В скважине размещается штанговый глубинный насос (УШГН) или электроцентробежный насос (УЭЦН).

Первая операция. Размещают в добывающей скважине 9 (фиг.3) нагнетательные насосно-компрессорные трубы 10 (фиг.3).

Вторая операция. Закачивают техническую воду 17 (фиг.3) через затрубное пространство и перфорационные отверстия 13 (фиг.3), размещенные в добывающей скважине 9 (фиг.3), в высокообводненную часть пласта 18 (фиг.3), расположенную выше нефтенасыщенной части пласта.

Третья операция. Создают в высокообводненной части пласта 18 (фиг.) между добывающей 9 (фиг.3) и нагнетательной 1 (3) скважинами стоячие волны 20 (фиг.3).

Четвертая операция. Передают звуковое давление фронтом волны 20 (фиг.3) от пучности стоячих волн, сформированных в высокообводненной части пласта 18 (фиг.3), на пропласток 14 (фиг.3), находящийся между нефтенасыщенной 5 (фиг.3) и высокообводненной 18 (фиг.3) частями пласта.

Пятая операция. Вытесняют защемленную нефть из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.3) звуковым давлением, прошедшим через пропласток 14 (фиг.3).

Шестая операция. Вовлекают вытесненную нефть из пористой среды нефтенасыщенной части пласта 5 (фиг.3) в поток нагнетательной технической воды 3 (фиг.3) с последующим движением ее через перфорационные отверстия 13 (фиг.3) к УЭЦН 23 (или УШГН) (фиг.3), размещенные в добывающей скважине 9 (фиг.3).

Совокупность вышеуказанных процессов приведет к отключению высокообводненной части пласта из технологического процесса и в конечном счете приведет к резкому снижению обводненности продукции и повышению нефтеотдачи пласта.

Ввиду того, что работать будет только нефтенасыщенная часть пласта, произойдет значительное уменьшение количества выноса механических примесей, что окажет положительное влияние на износостойкость механизмов и частей насосов. Известно, что этот фактор оказывает значительное влияние на межремонтный период работы глубинно-насосного оборудования.

Источники информации

1. Еронин В.А., Кривоносов А.Д. Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях. - М.: Недра, 1973. С.5-12.

2. Патент РФ №2090744, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения. [прототип].

3. Бергман Л. Ультразвук и применение его в науке и технике. - М.: ИЛ, 1957. С.20, 24.

4. Ультразвук. Маленькая энциклопедия. Глав. ред. И.П.Голямина. - М.: Советская энциклопедия, 1979. - С.65.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки высокообводненных нефтяных залежей. Задачей изобретения является разработка высокоэффективного способа ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Сущность изобретения: по способу с помощью нагнетательной и добывающей скважин эксплуатируют нефтенасыщенную и высокообводненную части пласта. Для этого устанавливают технологический процесс, предусматривающий следующие операции: размещение в добывающей скважине нагнетательных насосно-компрессорных труб; закачку технической воды через нагнетательные насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине, в высообводненную часть пласта поршневыми насосами с возбуждением звуковых гармоник с последующим возбуждением звуковых волн различной частоты; создание в высообводеннной части пласта между добывающей и нагнетательной скважинами стоячих звуковых волн; передачу звукового давления от пучностей стоячих волн, сформированных в высообводненной части пласта, на пропласток, находящийся между нефтенасыщенной и высокообводненной частями пласта; вытеснение защемленной нефти из пористой среды нефтенасыщенной части пласта звуковым давлением, прошедшим через пропласток; вовлечение вытесненной защемленной нефти из пористой среды нефтенасыщенной части пласта в поток нагнетаемой технической воды. 3 ил.

Способ разработки высокообводненной нефтяной залежи, оборудованной нагнетательной и добывающей скважинами, эксплуатирующими нефтенасыщенную и высокообводненную части пласта, заключающийся в установке технологического процесса, предусматривающего следующие операции: размещение в добывающей скважине нагнетательных насосно-компрессорных труб; закачку технической воды через нагнетательные насосно-компрессорные трубы, размещенные в добывающей скважине, в высообводненную часть пласта поршневыми насосами с возбуждением звуковых гармоник с последующим возбуждением звуковых волн различной частоты; создание в высокообводеннной части пласта между добывающей и нагнетательной скважинами стоячих звуковых волн; передачу звукового давления от пучностей стоячих волн, сформированных в высокообводненной части пласта, на пропласток, находящийся между нефтенасыщенной и высокообводненной частями пласта; вытеснение защемленной нефти из пористой среды нефтенасыщенной части пласта звуковым давлением, прошедшим через пропласток; вовлечение вытесненной защемленной нефти из пористой среды нефтенасыщенной части пласта в поток нагнетаемой технической воды.