RU2055168C1 - Способ разработки нефтяного месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки месторождений углеводородного сырья. Перед началом воздействия определяют зависимость нефтеотдачи от соотношения газ-вода в закачиваемой водогазовой смеси. Нагнетание рабочего агента осуществляют при соотношении газ/вода, соответствующем максимуму на полученной зависимости. Плотность смеси поддерживают из соответствующего условия. Расстояние от устья скважины до точки смешения определяют также из соответствующего выражения. В качестве газа может быть использован воздух, пар, азот, дымовые газы, попутный и природный газы, а также их смеси. Водогазовая смесь получается смешением в эжекторе, установленном на колонне насосно-компрессорных труб. Для повышения эффективности процесса в рабочий агент добавляют пенообразователь. 1 з. п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам разработки месторождений углеводородного сырья.

Известен способ разработки месторождений углеводородного сырья, включающий вскрытие пласта эксплуатационными и нагнетательными скважинами, закачку в нагнетательные скважины газообразного агента и добычу продукции из эксплуатационных скважин [1]
Недостатком этого способа является повышенный расход закачиваемого газа на единицу добываемой продукции.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину [2]
Недостатками указанного способа-прототипа являются его низкая эффективность вследствие высоких энергетических затрат на закачку газа, низкая нефтеотдача и невозможность осуществления способа при отсутствии компрессоров, развивающих давление, превышающее забойное давление.

Цель изобретения повышение эффективности извлечения углеводородного сырья за счет минимизации энергетических затрат на закачку газа при одновременном повышении нефтеотдачи, и обеспечение возможности осуществления способа при отсутствии компрессора, развивающего давление, равное забойному или большее забойного.

Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ/вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ/вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с ее внутренней полостью, а пассивный с межтрубным пространством; при этом плотность водогазовой смеси поддерживают в соответствии с выражением
γ_см≥(Р_заб Р_см)/gh, (1) где Р_заб забойное давление в нагнетательной скважине, Па;
Р_см давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;
γ_см средневзвешенная плотность водогазовой смеси по высоте эксплуатационной колонны, кг/м²;
g ускорение силы тяжести, м²/с;
h расстояние от забоя скважины до точки смешения.

Расстояние от устья скважины до точки смешения воды и газа определяют из условия
Н≅(Р_ком Р_зат)/gγ_ж (2) где Р_ком давление нагнетаемого газа на устье скважины, Па;
Р_зат давление в затрубье, Па;
γ_ж плотность жидкости в скважине, кг/м³.

Кроме того, водогазовая смесь может содержать также пенообразователь.

В качестве газа могут быть использованы воздух, пар, азот, углекислый газ, дымовые газы, природный и попутный газ, а также их смесь.

В основу предлагаемого способа положены следующие данные:
процесс вытеснения нефти водогазовой смесью сопровождается целым рядом физико-химических явлений, не поддающихся физическому моделированию. Поэтому для исследования этого метода повышения нефтеотдачи использовали метод математического моделирования. Это позволило выявить влияние на физику процесса именно тех параметров, которые можно регулировать в процессе закачки нагнетаемого агента. Математическое описание процесса сделано на основе уравнений многокомпонентной многофазной фильтрации. В разработанной математической модели учтены те физические явления, которые играют заметную роль именно при газовых методах. Это, во-первых, наличие массообмена между нефтяной и газовой фазами, и, во-вторых, возможность влияния на процесс гравитационных сил.

Для решения сформулированных на основе такой композиционной модели системы уравнений в частных производных разработана соответствующая безытерационная полностью консервативная разностная схема и создана программа расчетов на ЭВМ.

Расчеты проводились как для однородного, так и для слоистого пласта.

В результате проведенных расчетов установлено, что зависимость нефтеотдачи от соотношения газ-вода в закачиваемом агенте имеет максимум, при котором достигается наибольшая нефтеотдача. Этот результат получен как для однородного, так и для слоистого пласта. При этом в зависимости от геолого-физических условий пласта оптимальное соотношение газ-вода может меняться. Поэтому для каждого пласта эта зависимость должна определяться индивидуально.

Далее на подавляющем числе месторождений отсутствуют компрессоры, развивающие давление выше или равное пластовому, что не позволяет осуществлять закачку водогазовой смеси традиционным способом (порция газа порция воды). Для преодоления этой технической трудности предлагается осуществлять смешения газа и воды непосредственно в скважине с помощью эжектора, размещенного на колонне компрессорных труб. Закачиваемая по колонне вода используется в качестве энергоносителя для дополнительного сжатия газа.

Давление закачиваемого агента на забое скважины будет складываться из трех компонентов: устьевого давления воды, веса столба воды до точки смешения и веса столба водогазовой смеси. Отсюда плотность водогазовой смеси должна определяться из следующего выражения:
γ_см≥(Р_заб Р_см)/gh, где Р_заб забоpное давление в нагнетательной скважине, Па;
Р_см давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;
γ_см средневзвешенная плотность водогазовой смеси по высоте эксплуатационной колонны, кг/м³;
g ускорение силы тяжести, м²/с;
h расстояние от забоя скважины до точки смешения.

Так как давление по длине колонны меняется, плотность смеси (за счет сжатия газа) будет в каждой точке различной. Поэтому указанная выше плотность газа является ускоренной по длине колонны труб и определяется расчетным путем.

При этом расстояние от устья скважины до точки смешения определяется из условия, что закачиваемый с поверхности газ оттеснит жидкость, находящуюся в скважине, до точки смешения, создавая гидродинамическую связь для газа из межтрубного в трубное пространство. Математически это выразится следующим образом:
H≅(Р_ком Р_зат)/gγ_ж, где Р_ком давление нагнетаемого газа на устье скважины, Па;
Р_зат давление в затрубье, Па;
γ_ж плотность жидкости в скважине, кг/м³.

Для повышения эффективности способа в нагнетаемую жидкость добавляется пенообразователь, что способствует повышению охвата пласта воздействием.

Способ реализуют следующим образом.

Для конкретного объекта строится график зависимости нефтеотдачи от соотношения газ-вода в закачиваемой смеси. Такая зависимость может быть получена на основании лабораторных данных, опытно-промысловых работ и математических расчетов. Наиболее эффективным является последний способ. Далее на полученной зависимости определяется соотношение вода-газ, отвечающее максимуму нефтеотдачи. Это соотношение способствует параметрам смеси на забое скважины. После этого по формуле (1) определяется средневзвешенная по длине колонны компрессорных труб плотность водогазовой смеси. Следующей операцией является определение точки смешения воды и газа по формуле (2). Полученные данные используются для расчета смесителя (эфектора), устанавливаемого на колонну компрессорных труб таким образом, чтобы на его вход подавалась нагнетаемая с поверхности по колонне компрессорных труб вода, а газ поступал из межтрубного пространства в пассивный вход эжектора. При эксплуатации скважины в затрубное пространство подается газ, а в трубное пространство с поверхности насосом подается вода. В эжекторе происходит их смешение, и полученная газо-водяная смесь проходит по колонне компрессорных труб и нагнетается в пласт.

В качестве примера рассмотрим варианты разработки Вынгапуровского месторождения. Выбор этого объекта обусловлен тем, что для предлагаемого способа наиболее подходящими являются пласты с низкими значениями проницаемости, плохо принимающими воду.

Для проведения расчетов был выбран элемент пласта, свойства которого являются усредненными и в первом приближении их можно считать типичными для основного продуктивного пласта.

В качестве модели пласта рассматривался слоисто-неоднородный пласт, состоящий из пяти пропластков различной проницаемости и толщины, разделенных непроницаемыми прослоями: 0,0035 мкм² 1,75 м, 0,0085 мкм² 1,25 м; 0,016 мкм² 0,9 м; 0,03 мкм² 0,25 м; 0,1 мкм² 0,85 м.

Нефть рассматривалась как трехкомпонентная система, состоящая из СН₄, С₃Н₈ и тяжелой фракции с молекулярной массой 297. Вязкость нефти в пластовых условиях 0,42 мПа·с; плотность 0,75 г/см³.

Во всех вариантах (с закачкой газа или водо-газовой смеси) в качестве газа был выбран метан.

На чертеже дана характеристика влияния закачки водо-газовой смеси и системы газ-вода-пенообразователь на конечную нефтеотдачу пласта, для удобства восприятия по оси абсцисс откладывают характеристику закачиваемой водо-газовой смеси (а именно: объем газа в м³ на 1 т воды), а по оси ординат разницу нефтеотдач (в процентах от начальных запасов нефти в пласте) при данном варианте вытесняющей смеси и при заводнении (базовый вариант).

Представленный график наглядно демонстpирурет при закачке как газо-водяной смеси, так и при использовании пенной системы существует оптимальное соотношение газ-вода, обеспечивающее максимальную нефтеотдачу.

Для рассмотренных вариантов расчетов это оптимальное соотношение составило для системы газ-вода 0,22-0,26, а для пенной системы 15-17.

Далее определяют расстояние от устья скважины до точки смешения.

Давление, развиваемое компрессором, составляет 10 МПа; давление в затрубье 0,2 МПа; плотность жидкости (воды) 1000 кг/м³. Подставляя эти данные в формулу (2), получают
Н≅(10 0,2) х 10⁶/(9,8 х 1000) 1000 м.

Следующей операцией является определение усредненной плотности водогазовой смеси.

Забойное давление составляет 22,0 МПа; давление закачиваемой воды в точке смешения 20 МПа; глубина скважины 2200 м, т.е. Н 2200 1000 1200 м. Подставляя эти данные в формулу (1), получают
γ= (22 20) х 10⁶/(9,8 х 1200) 170 кг/м³
Изготовленный на основании этих данных эжектор устанавливается на колонне компрессорных труб в скважине. С поверхности в скважину по колонне труб подается вода, а в межтрубное пространство нагнетается газ. После смешения в эжекторе полученная газожидкостная смесь подается на забой скважины и осуществляется процесс вытеснения нефти.

Claims (2)

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, отличающийся тем, что перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ : вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ : вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с ее внутренней полостью, а пассивный - с межтрубным пространством, при этом плотность водогазовой смеси поддерживают в соответствии с выражением
γ_см≥ (P_заб-P_см)/gh,
где P_з а б - забойное давление в нагнетательной скважине, Па;
P_с м - давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;
γ_см - средневзвешенная плотность водогазовой смеси по высоте эксплуатационной колонны, мг/м³;
g - ускорение силы тяжести, м²/с;
L - расстояние от забоя скважины до точки смешения,
а расстояние от устья скважины до точки смешения воды и газа определяют из условия
H≅ (P_ком-P_зат)/gγ_ж,
где P_к о м - давление нагнетаемого газа на устье скважины, Па;
P_з а т - давление в затрубье, Па;
γ_ж - плотность жидкости в скважине, кг/м³.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водогазовая смесь содержит пенообразователь.

Images