СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И КОМПЕНСАТОР-ИЗЛУЧАТЕЛЬ КОЛЕБАНИЙ ДЛЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/20 E21B28/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке неоднородной нефтяной залежи.

В области разработки нефтяных залежей одним из основных в отечественной промышленности является метод заводнения.

Однако имеется ряд проблем, из-за которых заводнение недостаточно эффективно. Повышенные давления в нагнетательных скважинах ведут к значительному ускорению фильтрации в широких капиллярах, при этом узкие капилляры, заполненные нефтью, практически не воспринимают воздействия и нефть продолжает удерживаться в узких капиллярах.

В процессе длительной разработки залежи заводнением в этой залежи образуются устойчивые каналы фильтрации нагнетаемого агента. В результате пласты залежи с повышенной проницаемостью оказываются сильно промытыми, а низкопроницаемые пласты или зоны - слабо дренируемыми. При этом по промытым каналам прорывается вода, оставляя в залежи застойные (не вытесненные) целики нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего - вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме (см. авторское свидетельство СССР №412760, кл. Е21В 43/20, 1974).

Заводнение в циклическом режиме кардинально меняет картину фильтрационных полей в залежи.

Благодаря периодическим изменениям условий воздействия в периоды повышения забойного давления, при заводнении, в нефтяной залежи возникают градиенты давления в сторону малопроницаемых элементов пласта, которые усиливают процесс капиллярного внедрения воды в нефтенасыщенные участки. В период снижения забойного давления, при этом же заводнении, знак градиента гидродинамического давления меняется и внедрившаяся в малопроницаемые участки вода вместе с нефтью получает возможность обратного перетока в высокопроницаемые участки. Часть нефти даже в наименее мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается водой капиллярными силами.

Циклический режим благотворно сказывается в прискважинной зоне добывающих скважин. В результате этого режима разрушается конус обводнения и резко снижается подсасывание подошвенной или контурной воды по привычным промытым каналам, свойственным стационарному режиму заводнения.

Циклический режим при заводнении в значительной степени способствует повышению нефтеотдачи залежи.

Тем не менее, реально достигнутый коэффициент нефтеотдачи составляет в настоящее время в среднем не более 0,45. В лабораторных же условиях этот коэффициент достигает 0,9, что отражает содержание потенциальной нефти в залежи. Таким образом, резерв нефти в залежи значителен, а вот возможности ее извлечения на настоящем этапе ограничены.

Поставку рабочего агента в нагнетательные скважины осуществляют зачастую с помощью плунжерных насосов, а отбор нефти через добывающие скважины - штанговыми насосами, по существу тоже плунжерными насосами, что сопровождается низкочастотными колебаниями в диапазоне частот от 0,1 Гц до единиц Гц с достаточно высокой амплитудой в прямом и обратном направлениях.

Колебания передаются на прискважинную зону пласта и искажают или даже трансформируют отклик залежи на гидродинамические воздействия, связанные с процессами заводнения в циклическом режиме. Отсюда, управлять процессами циклического заводнения или оптимизировать это заводнение в ряде случаев затруднительно, поскольку не ясно, какие факторы являются действительно управляющими. Противодействовать негативному воздействию низкочастотных колебаний режимными факторами заводнения не всегда удается, так как вышеотмеченные низкочастотные колебания и их результат оказываются очень устойчивыми. Особенно сложно противодействовать уже произведенному результату низкочастотных воздействий. В кратной степени эти осложняющие факторы проявляются в неоднородной залежи нефти.

Известен компенсатор колебаний для скважины, включающий корпус в виде патрубка, имеющий по направлению потока входной участок, конфузор, расширительную камеру и диффузор (см., например, пат. РФ №2047746).

Недостатком известного устройства является ограниченность его функции.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности циклического заводнения неоднородной залежи нефти за счет снижения влияния негативного воздействия на фильтрационные процессы с возможностью управления разработкой при подавлении импульсных колебаний.

Необходимый технический результат в части способа достигается тем, что способ разработки неоднородной залежи нефти в циклическом режиме включает подачу в залежь под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины с применением поршневых насосов, вытеснение продукции из залежи и ее отбор через добывающие скважины с применением штанговых насосов, при этом периодически изменяют силы, прилагаемые к рабочему агенту и отбираемой продукции, путем увеличения давления в добывающих скважинах и его снижения в нагнетательных скважинах, и наоборот, в которых, первых и последних, компенсируют низкочастотные колебания, вызываемые работой соответственно штанговых и поршневых насосов, и осуществляют обработку прискважинных зон залежи излучениями звуковой частоты.

Необходимый технический результат в части устройства обеспечивается тем, что компенсатор-излучатель колебаний для скважины включает корпус в виде патрубка, имеющий по направлению потока нагнетаемого рабочего агента в нагнетательной скважине или отбираемой продукции в добывающей скважине входной участок, конфузор, расширительную камеру и выходной участок (диффузор), при этом патрубок имеет возможность установки на устье скважины и/или в составе насосно-компрессорных труб в зоне перфорации нагнетательной или на приеме насоса добывающей скважины, внутренний угол схождения конфузора составляет 21-23 градуса на сторону, диаметр на входе в расширительную камеру выполнен с возможностью обеспечения течения рабочего агента или отбираемой продукции со скоростью не ниже 80 м/с при давлении в зоне истечения не выше атмосферного и формирования излучений в звуковом диапазоне, а расширительная камера выполнена с возможностью накопления в ней газа дегазации нагнетаемого рабочего агента или попутного газа добываемой продукции для компенсации низкочастотных колебаний от работы насосов.

Сущность изобретения заключается в том, что при описанной выше совокупности признаков по предложенной группе изобретений повышают вероятность сохранения позитивных возможностей циклического заводнения, реализуемого существующей техникой.

При размещении компенсаторов-излучателей колебаний в линии закачки рабочего агента или отбора продукции происходит подавление диапазона значимых амплитуд низкочастотных колебаний от пульсаций насоса (их компенсация), снижение вибрации оборудования и переход пласта в планируемый режим работы, определяемый именно циклическим заводнением без влияния побочных явлений, например, таких как гидродинамический затвор капилляров в прискважинной зоне пласта.

Последнее имеет особое значение при недостаточных данных по пьезопроводности отдельных слоев неоднородной залежи.

В результате отклика залежи на нестационарные гидродинамические воздействия, возможно установить истинные управляющие факторы.

В частности, определяют, что в действительности для конкретных геологических условий имеет первостепенное значение, например: величина давления в нагнетательных или добывающих скважинах, или время действия давления, или количество циклов изменения давлений, или сочетания этих параметров.

Для последнего случая, наиболее сложного, представляется возможным установление необходимых видов сочетаний и истинного их влияния на циклические процессы в залежи.

При многократных изменениях величины вытесняющей силы циклического заводнения обеспечивается более полное вытеснение нефти из застойных зон. При этом явления капиллярных сил, благотворно влияющих на вытеснение нефти из застойных зон, проявляются в полной степени и не «экранируются» негативными низкочастотными колебаниями.

Более того, под воздействием дополнительных высокочастотных колебаний капиллярные силы проявляются в более полной мере.

Особенно влияние высокочастотных колебаний проявляется в том случае, когда их накладывают тоже в нестационарном режиме, например, с разной продолжительностью и/или частотой в разных скважинах, а также, например, при разных состояниях скважин.

Компенсаторы-излучатели, установленные на приеме насосов добывающих скважин, также способствуют проявлению капиллярных сил в прискважинной зоне скважин в полной мере для «экранирования» низкочастотных колебаний штанговых насосов.

В расширительной камере устройства по изобретению в потоке жидкости происходит дегазация нагнетаемого рабочего агента или отбираемой продукции.

В нагнетаемом рабочем агенте в типичном случае содержится 5-8% объемного газа (растворенный воздух в воде поверхностных водоемов). При необходимости жидкость можно специально газировать вплоть до ее насыщения газом.

В отбираемой (откачиваемой) продукции, содержащей нефть и воду, содержится попутный газ. Накопленный в расширительной камере компенсатора газ является средством, выполняющим функцию компенсатора низкочастотных колебаний.

Кроме того, при необходимости регулирования процессов при разработке в качестве рабочего агента можно применять агент с содержанием газа выше 8% объемных, а также обеспечивать подъем продукции с тем или иным содержанием попутного газа, для чего в добывающих скважинах можно устанавливать те или иные или, наоборот, исключать известные забойные газовые сепараторы.

В результате при циклическом заводнении в режиме компенсированных низкочастотных колебаний и под воздействием высокочастотных излучений рабочий агент поступательно и последовательно вытесняет нефть под действием капиллярных сил (без их «экранирования») из застойных зон равномерным фронтом и более равномерным охватом по толщине пласта. При этом аналогичные явления происходят в прискважинной зоне добывающих скважин, где отбираемая продукция становится более кондиционной в отношении содержания воды.

Способ осуществляют следующим образом.

В нагнетательных и добывающих скважинах устанавливают компенсаторы-излучатели колебаний. Осуществляют разработку неоднородной залежи нефти в циклическом режиме. Для этого осуществляют подачу в залежь под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины. Для подачи рабочего агента в нагнетательные скважины часто применяют поршневые насосы.

Извлекается продукция залежи, как правило, нефть с водой и попутным газом, через добывающие скважины. Отбор этой продукции в соответствии с данным способом осуществляют штанговыми насосами. При этом собственно циклический режим разработки залежи осуществляют путем периодического изменения силы, прилагаемой к рабочему агенту и отбираемой продукции. Это осуществляют путем увеличения давления в добывающих скважинах и его снижения в нагнетательных скважинах.

Для исключения развития привычных путей фильтрации со временем порядок изменения силы меняют на обратный. В процессе реализации циклического режима осуществляют контроль за развитием фронта вытеснения в залежи, его равномерностью и содержанием воды и газа в продукции добывающих скважин при установке компенсаторов-излучателей.

Контролируют работу компенсаторов-излучателей по силе, частоте и чистоте звука. Фиксируют эти параметры и сопоставляют с показателями разработки и качеству продукции, например, по содержанию воды, во времени. При необходимости изменяют величины давления в добывающих и/или нагнетательных скважинах и/или сроки действия этих давлений.

Устройство - компенсатор-излучатель колебаний для скважины, нагнетательной или добывающей, включает корпус в виде патрубка 1, имеющий по направлению потока входной участок 2, конфузор 3, расширительную камеру 4 и выходной участок (не показан). Патрубок 1 имеет возможность установки на устье скважины или в составе насосно-компрессорных труб в зоне перфорации нагнетательной или на приеме насоса добывающей скважины.

Внутренний угол схождения β конфузора 3 составляет 21-23 градуса на сторону. Выходной диаметр конфузора 3 выполнен с возможностью обеспечения истечения рабочего агента или отбираемой продукции со скоростью не ниже 80 м/с при давлении в зоне истечения не выше атмосферного для формирования звукового сигнала. Расширительная камера 4 выполнена с возможностью накопления в ней газа дегазации рабочего агента или попутного газа добываемой продукции. Для этого в ней может быть установлен на выходе, например, штуцер или диффузор. При установке устройства на устье скважины устройство может быть выполнено (принято) в виде бифланцевой катушки из состава фонтанной арматуры. Конфузор 3 для установки на устье скважины может быть зафиксирован между фланцевыми соединениями фонтанной арматуры.

Устройство для установки в интервале перфорации или на приеме насоса добывающей скважины может быть зафиксировано в муфтовом соединении подвески НКТ.

В каждом конкретном случае внешний диаметр конфузора определяется индивидуально, в зависимости от проходного сечения фланцевого или муфтового соединений.

Параметры устройства подбирают опытным путем из условия подавления конкретного диапазона низкочастотных колебаний от пульсаций конкретных насосов и, одновременно, излучения колебаний во всем диапазоне звуковых частот. Все данные измерений сопоставляют и, при необходимости, нагнетательную или выкидную линию на устье дооборудуют дополнительными компенсаторами-излучателями, а свойства рабочего агента дополнительно регулируют, например, путем газирования, а также изменения вязкости и/или плотности рабочего агента вплоть до получения этого агента с неньютоновскими свойствами. Последнее может быть обеспечено, например, загущением рабочего агента, в частности воды, полиакриламидом, или гипаном, или карбоксиметилцеллюлозой (КМЦ). При этом свойства отбираемой продукции тоже можно регулировать за счет изменения забойного давления и перевода работы добывающих скважин в режим дегазации продукции или режим растворенного газа.

Конкретный пример осуществления способа.

На месторождении Москудья проводят разработку залежи в циклическом режиме. В частности на нагнетательной скважине №1272 проводят работы по выравниванию профиля приемистости по факту образования промытых пропластков и уменьшения коэффициента продуктивности в добывающей реагирующей скважине, примыкающей к нагнетательной. Осуществляют разработку в циклическом режиме, для чего периодически увеличивают давление в добывающих скважинах и снижают давление в нагнетательных скважинах, оборудованных системами с плунжерными (поршневыми) насосами. Работы проводят в целях вовлечения в разработку застойных целиков нефти и неработающих пропластков нефти. Интервал перфорации - 1470-1490 м, пластовое давление - 85 атм.

Компенсируют низкочастотные колебания от насосов. На устье и в стволе нагнетательных и добывающих скважин установили компенсаторы-излучатели колебаний. При режиме работы насоса 10 литров в секунду и расходе газированной жидкости до 200 литров в секунду выходной диаметр конфузора составил 6 мм при расширительной камере диаметром 60 мм и длиной 500 мм были компенсированы низкочастотные колебания насосов в 3 Гц и зафиксированы устойчивые звуковые колебания от 500 до 1000 Гц.

В результате реализации способа профиль притока в районе нагнетательных скважин в течение 10 сут стал выравниваться, а обводненность продукции в добывающих скважинах уменьшилась в среднем с 78% до 62%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. Техническим результатом является повышение эффективности циклического заводнения неоднородной залежи нефти за счет снижения влияния негативного воздействия на фильтрационные процессы с возможностью управления разработкой при подавлении импульсных колебаний. Способ включает подачу в залежь под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины с применением поршневых насосов, вытеснение продукции из залежи и ее отбор через добывающие скважины с применением штанговых насосов. При этом периодически изменяют силы, прилагаемые к рабочему агенту и отбираемой продукции, путем увеличения давления в добывающих скважинах и его снижения в нагнетательных скважинах, и наоборот. В добывающих и нагнетательных скважинах компенсируют низкочастотные колебания, вызываемые работой соответственно штанговых и поршневых насосов, и дополнительно осуществляют обработку прискважинных зон залежи излучениями звуковой частоты. Компенсатор-излучатель включает корпус в виде патрубка, имеющий по направлению потока нагнетаемого рабочего агента в нагнетательной скважине или отбираемой продукции в добывающей скважине входной участок, конфузор, расширительную камеру и выходной участок. При этом патрубок имеет возможность установки на устье скважины и/или в составе насосно-компрессорных труб в зоне перфорации нагнетательной или добывающей скважины. Внутренний угол схождения конфузора составляет 21-23 градуса на сторону. Выходной диаметр конфузора выполнен с возможностью обеспечения истечения рабочего агента или отбираемой продукции со скоростью не ниже 80 м/с при давлении в зоне истечения не выше атмосферного и формирования излучений в звуковом диапазоне. Расширительная камера выполнена с возможностью накопления в ней газа дегазации рабочего агента или попутного газа добываемой продукции для компенсации низкочастотных колебаний от работы насосов. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ разработки неоднородной залежи нефти в циклическом режиме, включающий подачу в залежь под давлением рабочего агента через нагнетательные скважины с применением поршневых насосов, вытеснение продукции из залежи и ее отбор через добывающие скважины с применением штанговых насосов, при этом периодически изменяют силы, прилагаемые к рабочему агенту и отбираемой продукции, путем увеличения давления в добывающих скважинах и его снижения в нагнетательных скважинах и наоборот, в которых, первых и последних, компенсируют низкочастотные колебания, вызываемые работой соответственно штанговых и поршневых насосов, и дополнительно осуществляют обработку прискважинных зон залежи излучениями звуковой частоты.

2. Компенсатор-излучатель колебаний для скважины, включающий корпус в виде патрубка, имеющий по направлению потока нагнетаемого рабочего агента в нагнетательной скважине или отбираемой продукции в добывающей скважине входной участок, конфузор, расширительную камеру и выходной участок, при этом патрубок имеет возможность установки на устье скважины и/или в составе насосно-компрессорных труб в зоне перфорации нагнетательной или добывающей скважины, внутренний угол схождения конфузора составляет 21-23° на сторону, выходной диаметр конфузора выполнен с возможностью обеспечения истечения рабочего агента или отбираемой продукции со скоростью не ниже 80 м/с при давлении в зоне истечения не выше атмосферного и формирования излучений в звуковом диапазоне, а расширительная камера выполнена с возможностью накопления в ней газа дегазации рабочего агента или попутного газа добываемой продукции для компенсации низкочастотных колебаний от работы насосов.