Способ вытеснения нефти из пласта Советский патент 1993 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к спо- собам .вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ.

Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения неф™ из пласта за счет увеличения охвата нефтяного пласта воздействием при повышении стабильности образованной газожидкостной системы и исключение опасности образова- ния гидратов в стволе скважины.

Сущность данного технического решения заключается в том, что образование водогазовой смеси внутри скважины предотвращает разделение водогазовой смеси, что в конечном итоге приводит к повышению эффективности вытеснения нефти. Кроме того, исключается опасность гидратообразования в случае, когда температура нагнетаемой воды у устья скважины ниже температуры гидра гообразования, т.к. с-увеличением глубины пода в нагнетательной колонне нагревается. По предложенной расчетной формуле можно определить глубину смешивания воды и газа. Кроме того, при образовании водогазовой смеси в столе скважины за счет давления столба жидкости газовые пузырьки образуются в так называемом твердом состоянии, что приводит к улучшению реологических свойств водога- зоьой смеси и, в конечном счете, повышает эффективность воздействия водогазовой системой на нефтяной пласт. Давление Рг заключенного в пузырьке, можно определить из закона Менделееоа-Клайперона:

PrV Nr-KT

Равенство растягивающего и сжимающего давлений, осуществляющееся в условиях равновесия,равно:

3NrKT/4ttR3 Po + 2«/R.

Изменяя давление образования пузырька в водогазовой смеси Р0 мы можем изменять соотношения:

(Л

С

00

о ел о ся

R2 R R , R или jr- той Rs Ri3-i-R2JRi R

n , 2 a

Po I -RЕСЛИ PO 2a /R, то пузырек сильно ежат собственным, лаплассовским давлением и не изменяет свою форму. В случае если Р0 2« /R, лаилассооское давление меньше нешнего и поэтому любое давление будет приводи )., к изменению радиуса пузыря.

В случае, если образование водогазовой смеси будет проходить в стволе скважины, мп пузырек газа будет воздействовать дзоление воды в стволе скважины, что приводит к тому, что давление образования воде1 газовой смеси будет больше лаплзссовского давления. Такой пузырек в . порах нефтяного пласта будет менять свою форму а зависимости от размера пор, что повысит эффективность воздействия. Кроме того, пузырьки, образованные таким образом при слил ним .будут иметь объем, больший чем сумма объемов до слияния, Действительно, если - R радиус пузырька, то при слиянии будут суммирозаться их поверхности.

R02-R12-fF

til R ... -r R ,

R2 R.

iaicoe явление приводит к улучшению реологических свойств вытесняющего агента при движении водогззовой смеси по пласту за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением, т.к. объем суммарного пузырька при объединении двух пузырьков н пластооых условиях будет больше суммы первоначальных.. Кроме того, за счет того, что образование газожидкостной системы происходит внутри скважины, газожидкост- нэп система образуется при высоком давлении, что повышает ее стабильность, при таком расположении оборудования газожидкостная система образуется вблизи забоя и заходит в пористую среду пласта с высокими реологическими свойствами. Известно, что гззожидкостная смесь в услови- ях постепенного падения давления в пористой среде сохраняет свою устойчивость длительное время за счет того, что смешение газа и жидкости внутри скважины происходит в результате эжектиропания, образование водогазовой смеси возможно проводить на рассчитанной заранее глубине, при этом смешение может происходить при давлении газа ниже давления жидкости. Если бы образование зодогазовой системы в стволе скважины происходило с помощью обычного смесителя (например типа труба в трубе), то для смешивания необходимо бы/ю бы. чтобы давление гэза было не ниже

0

0

5

0

5

давления жидкости, что при большой глуби- . не образования водогазовой системы труднодостижимо.

Таким образом, улучшение реологических свойств вытесняющего агента и повышение охвата воздействием приведет к увеличению коэффициента нефтеотдачи.

Выражение (Н0п + Рг/0,1 /эе) показывает на какую максимальную глубину можно заполнить эксплуатационную колонку газом при давлении Рг, не превышая допустимую нагрузку на внешнее смятие, т.е. на глубину Ноп она может быть опорожнена, заполнена газом при Р - 1 атм., а при Р,- больше 1 атм глубина может быть увеличена на Рг/0,. Каждому газу свойственна критическая температура гидратообразования, выше которой любым повышением давления -нельзя вызвать гидратообразование. Так, например, критическая температура гидратообразования для метана 21,5°С, для этана 14,5°С и т.д. Исходя из этого, мы можем определить критическую температуру гидратообразования, а разделив полученную температуру на геотермальный коэффициент, который показывает на сколько повышается пластовая температура при углублении на 1 м, вычислим ту минимальную глубину, при которой в процессе образования водогазовой смеси с стволе скважины образование гидратов исключается. При этом, необходимо учитывать температуру окружающего воздуха, т.к. раздельную подачу воды и газа проводят с поверхности. При положительном значении температуру окружающего воздуха из критической температуры гидратообразования вычитают температуру воздуха, Так как при этом числитель выражения уменьшается.

40

Е tKpi m - ( 4: т,в )

-то и глубина смешения

45

соды и газа уменьшается. Соответственно, при отрицательном значении окружающего воздуха числитель значения

2/ ni - ( - to )

Г

-увеличивается,- при

этом увеличивается и минимальная глубина смешения воды и газа.

Сопоставительный анализ .заявляемого технического решения с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от известного тем, что закачку воды и газа ведут одновременно по раздельным линиям, а на расчетной глубине в стволе скважи ны их смешивают эжектироазнием, при этом глубину смешивания воды и газа определяют из соотношения:

Ноп +

07l 7 e

II

Ј 1кр п; - ( ± te )

Таким образом, заявленный способ.соответствует критерию монизма.

Внедрение заявляемого технического решения позволяет повысить эффектна- ю ность разработки нефтяной залежи, т.к. улучшается реологические характеристики пил: смеси (уменьшается опасность образооа- ния газогидратов, приводящих к уменьшению приемистости скважины и разделению водогазовой смеси-в стволе скважины на составляющие). Таким образом, заявленный способ соответствует критерию положительный эффект, .

Признаки, отличающие заявленное тех- 20 ническое решение от прототипа, не выявлены в других технических решениях при изучении данной и смежной области техники и, следовательно, соответствуют, критерию существенные отличия,.25

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа, В нагнетательной колонне 1 на расчетной глубине Н установлен эжектор 2. Для предотвращения попадания газа без смешивания с водой в 30 пласт в межтрубпом пространстве 3 установлен пакер 4. В зоне эжектирования п нагнетательной колонне 1 выполнены отверстия 5 перетока газа из межтрубного пространства 3 во внутреннюю полость на- 35 гнетательной колонны 1. На линиях нагие- тания воды и газа установлены соответственно задвижки 6 и 7,

Способ реализуется следующим образом. При нагнетании воды насосом (на мер- 40 теже не показан) через эжектор 2 скорость струи увеличивается, на его выходе образу- ется зона разрежения, способствующая перетоку газа из межколонного простраиств а 3 в нагнетательную колонну 1, перемешиво- 45 нию воды и газа и образованию водогазовой смеси.. Соотношение оС-ьемов воды и газа регулируют посредством задвижек G и 7.

Предлагаемый способ был испытан в 50 промысловых условиях.,Для испытг,ния способа выбрали участок Советского м-зсторож- дения (куст 143) в составе одной нагнетательной скважины и трех добывающих скважин. Продуктивный пласт 0i 55 представлен полимиктовыми песчаниками и алевролитами. Пластовая температура 60°С, толщина нефтеносного пласта 9,2 м, коэффициент пористости 0,17, коэффициент нефтенасыщенности 0.54, пластовое

15 Т 0°С. темп дого

на гл

лено цесс Допо ца вн

. том п лагае

ды и ниям (расч ние смеси тообр стног спосо обору газа и приво работ Ф

включ ной п щим с что, спосо го пла бильн систе .ния г соды

пил:

давление 25,6 МПа. В стволе напипатель- ной скважины устанавливали эжекторное устройство, причем глубину установки определяли по формуле:

Ноп 07Т/)о Н

D txpi П| - ( ± t )

:

Состав газа Советского месторождепил:

СН-1 - 47%, С2Нб - 14%, СзНа - 23%,

С--,- 10%, .

Температура окружающего воздуха - 0°С. Давление газа - 2 МПа. Критические температуры гидрзтообразоважш для каждого газа определяли по справочнику.

2 tkpinr 21.5x0,47+14,5x0.14+5,5х

800 +

х 0,23+1,5x0,1 + 1x0,06 13,62°С

1.

0,1 - 0,02

820 Н 680

Эжектсрное устройство устанавливали на глубине 750 м.

В результате испытаний было установлено, что кристаллы гидратов газоз е процессе воздействия не .образуются, Дополнительная добыча нефти за три месяца внедрения способа составила 1,7 тыс.т.

Результаты работ подтверждаются ак- . том промысловых испытаний способа, прилагаемые к данной заявке.

Таким образом, выполнение закачки воды и газа одновременно по различным линиям и смешивание их на определенной (расчетной) глубине, обеспечивает улучшение реологических свойств подогазовой смеси, т.к. исключается возможность гмдра- тообразованил и уменьшается длина совместного пути их транспортировки, кроме того способ разработки не требует специального оборудования, что упрощает регулировку газа и воды и водогазовой смеси, что в итого приводит к повышению эффективное.™ разработки нефтяных залежей. Фор м у л а и з о б р е т е и и я

Способ вытеснения нефти из пласта, включающий закачку воды и газа о няфтя- ной пласт и вытеснение нефти к добывающим скважинам, о т л и ч а ю щ и и с л тем, что, с целью повышения эффективности способа зз счет увеличения охвата нефтяного пласта воздействием при повышении стабильности образованной газожидкостной системы и исключении опасности образова- .ния гидратов в стволе скважины, закачку соды и газа ведут одновременно по раздельным линиям, а на расчетной глубине в стволе скважины их смешивают эжектироваии- ем, при этом глубину смешивания воды и газа определяют из соотношения

Нпп I

0,1 ре

н

2 tKpi. Щ - ( ± t0 )

0

где Ноп -рассчетная глубина опорожнения нагнетательной колонны, м;

Рв/г - давление водогазовой смеси , МПа;

РВ- плотность воды, кг/м3;

tkpi критическая температура гидрато- образования каждого составляющего, °С;

гц - массовая доля каждого составляющего в смеси;

Г - геотермальный градиент, °С/м;

to - температура окружающего воздуха °С.

Сущность изобретения: при водогазо- вом воздействии на пласт воду и газ закачивают одновременно - раздельно и в стволе скважины их смешивают эжектированием. Глубину смешивания воды и газа определяют из соотношения Ноп-г-тргТГ- Н . 2) tKpi П| - ( ± to ) где Н0п - расчетная глубина опорожнения нагнетательной колонны, м: Рв/г-давление водогазовой. смеси, МПа;/эв- плотность воды, кг/м ; tkpl критическая температура гидратообразования каждого составляющего, м°С; т - массовая доля каждого составляющего в смеси; Г - геотермальный градиент °С/м; to температура окружающего воздуха, °С. 1 ил.

-oie