СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ
METHOD OF INCREASE OF RESERVOIR RECOVERY BY INJECTION OF WATER-GAS MIXTURE

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, которую получают на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, при этом водогазовую смесь (далее ВГС) диспергируют и гомогенизируют, для чего эту смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее - в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации (патент РФ №2266396).
Недостатком данного способа является: низкий коэффициент вытеснения нефти, сложная система приготовления водогазовой смеси не позволяет проводить регулирование (изменение) газосодержания закачиваемого агента в процессе разработки пласта, что приводит к завышению затрат на компримирование газа и трудностям при работе добывающих скважин.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу относится способ увеличения нефтеотдачи пластов с системой поддержания пластового давления путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающий приготовление водогазовой смеси, нагнетание ее в одну (или более) скважину с помощью центробежного насоса, допускающего наличие в нагнетаемой водогазовой смеси свободного газа в диапазоне концентраций газа, обеспечивающего устойчивую работу насоса, и вытеснение нефти из пласта закачиваемой в пласт водогазовой смесью. Эффективное вытеснение нефти из пласта при его нефтеотдаче и воздействии на него водогазовой смесью с содержанием газа в этой смеси в диапазоне от 30 до 75% от объема смеси в условиях вытеснения нефти. Для создания необходимого газосодержания в смеси перед нагнетанием водогазовой смеси в скважины на выходе центробежной насосной установки и производят отделение лишнего количества воды из водогазовой смеси с помощью сепаратора, а водогазовую смесь с необходимым газосодержанием подают во всасывающий коллектор центробежной насосной установки (Патент РФ 2357074, 2007 г.).
Недостатком указанного способа является отсутствие критерия выбора значения оптимального для конкретного объекта нефтедобычи значения газосодержания, предопределяющее нерациональное использование закачиваемого газа, что приводит к усложнению технологии и увеличению затрат на ее осуществление.
Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи.
Поставленная задача достигается тем, что в способе увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающем приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважину с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления, согласно изобретению перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях, на основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания, непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости пласта от газосодержания, устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель, далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления, после чего уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне.
Таким образом, согласно представленному изобретению, предлагается:
- перед нагнетанием ВГС, с использованием кернового материала и нефти, отобранных из конкретного пласта, экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения вытеснение нефти от газосодержания в ВГС при его термобарических условиях;
- на основе полученной зависимости выбирают оптимальное (с учетом затрат на приготовление ВГС и прирост коэффициента вытеснения) значение газосодержания;
- определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Зависимость приемистости скважины от газосодержания определяется непосредственно на скважине путем закачки ВГС с различным расходом и содержанием газа в ВГС;
- устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель для получения ВГС с оптимальным газосодержанием;
- далее периодически определяют положение фронта вытеснения и значение давления в этой области и рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения с использованием зависимости газосодержания от давления. Положение фронта вытеснения определяется либо расчетным путем, либо геофизическими методами. Зависимость газосодержания от давления определяется любым известным методом;
- с использованием этих данных уменьшают содержание газа в ВГС на входе в смеситель, поддерживая его на оптимальном уровне.
На чертеже представлена полученная экспериментальным путем зависимость коэффициента вытеснения от величины газосодержания в закачиваемой ВГС при условиях вытеснения.
Приведем пример реализации предлагаемого способа с указанием реальных параметров технологического процесса.
Имеется нефтяное месторождение, разрабатываемое с системой поддержания пластового давления. Объектом разработки нефтяного месторождения является пласт, залегающий на глубине 3000 м, с пластовым давлением 30 МПа и температурой 90°C.
Попутный нефтяной газ и вода поступают из установки подготовки нефти под давлением 0,5 МПа. Вода на вход в смеситель (эжектор) поступает от насосного агрегата АНТ 150 с давлением 20 МПа. Давление на выходе из эжектора (давление на входе в насосный агрегат) составляет 4 МПа.
3
Объем закачки воды до применения водогазового воздействия составляет 140 м/сут при устьевом давлении 20 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 1 МПа* с.
а) Перед нагнетанием ВГС экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения вытеснение нефти от газосодержания в ВГС при пластовых условиях.
б) Анализ представленной зависимости (график) показывает, что при выборе газосодержания в закачиваемой смеси более 20-25% не наблюдается значимого увеличения эффективности вытеснения нефти, что приведет к необоснованному завышению объема закачиваемого газа. Тогда согласно полученной зависимости газосодержание на забое скважины должно составлять 20%.
в) определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания.
3
Расчетное давление на забое скважины при устьевом давлении 20 МПа и газосодержании на забое скважины, равном 20%, составит Р=48 МПа. Приемистость скважины при закачке ВГС (определяемая для каждой конкретной скважины и отраженная в технической документации) составила 100 м/сут. Тогда газосодержание (расчеты величины газосодержания проводятся без учета сжимаемости) на забое скважины при давлении 48 МПА составит:
Г=Qг/(Qг+Qв)=0,2
3
3
Расход газа (Qг) при этих условиях составит 20 м/сут, воды (Qв) - 80 м/сут.
<mrow><msubsup><mi>Q</mi><mi>г</mi><mn>1</mn></msubsup></mrow>
с
Тогда расход газа на входе в смеситель (
) при давлении Р=0,5 МПа составит:
<mrow><msubsup><mtext>Q</mtext><mtext>г</mtext><mtext>1</mtext></msubsup><mo>=</mo><mtext>Qг</mtext><mo>⋅</mo><msub><mrow><mtext>P/P</mtext></mrow><mtext>с</mtext></msub><mo>=</mo><mtext>20</mtext><mo>⋅</mo><mtext>48/0,5</mtext><mo>=</mo><msup><mrow><mtext>1920 м</mtext></mrow><mtext>3</mtext></msup><mo>/</mo><mi>с</mi><mi>у</mi><mi>т</mi></mrow>
3
Расход воды останется прежним - 80 м/сут.
г) устанавливают начальное рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель.
Газосодержание на входе в смеситель составит:
1
Г=1920/(1920+80)=0,96
д) По мере продвижения фронта вытеснения периодически определяют его положение, давление в области занятой водогазовой смесью и зависимость газосодержания от давления, проводят корректировку газосодержания.
п
Через год фронт вытеснения будет находиться на расстоянии 50 м от забоя нагнетательной скважины. Пластовое давление в зоне, занятой ВГС, составит Р=35 МПа. С учетом изменения давления корректируется расход газа на входе в смеситель, который теперь составит:
<mrow><msubsup><mtext>Q</mtext><mtext>г</mtext><mtext>1</mtext></msubsup><mo>=</mo><mtext>Qг</mtext><mo>⋅</mo><msub><mrow><mtext>P/P</mtext></mrow><mtext>с</mtext></msub><mo>=</mo><mtext>20-35/0,5</mtext><mo>=</mo><msup><mrow><mtext>1400 м</mtext></mrow><mtext>3</mtext></msup><mo>/</mo><mi>с</mi><mi>у</mi><mi>т</mi></mrow>
.
Устанавливается новое газосодержание на входе в смеситель, равное:
1
Г=1400/(1400+80)=0,945
3
Следовательно, расход газа (а следовательно, и затраты на его компримирование) следует уменьшить на 520 м/сут, или на 27%.
При использовании заявляемого способа учитывается роль такого фактора, как изменение газосодержания по мере движения ВГС в пласте. Хорошо известно, что наибольшее давление в пласте существует вблизи забоя нагнетательной скважины, а минимальное - вблизи забоя добывающей. По мере продвижения оторочки ВГС от нагнетательной к добывающей скважине изменение давления приведет к росту газосодержания в оторочке ВГС. Это также обуславливает необходимость корректировки газосодержания в закачиваемой ВГС с учетом положения фронта вытеснения.
Упрощение технологии достигается за счет оптимизации (минимизации) значения газосодержания, до значений, обеспечивающих при этом максимальный экономический эффект за счет закачки меньшего, но достаточного для повышения нефтеотдачи, объема газа. Кроме того, так как большое содержание газа в добываемой продукции может привести к срыву подачи работающих скважинных насосов, что потребует замены скважинного оборудования, реализация предлагаемого подхода обеспечит снижение затрат на последующий подъем и утилизацию газа, в силу минимизации газосодержания в добываемой продукции.