СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
OIL FIELD DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси. Эту смесь получают на устье скважин эжектированием в струйном насосе газа. При этом водогазовую смесь диспергируют и гомогенизируют. Для этого водогазовую 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. Устройство включает струйный насос с коническим соплом на центральном патрубке подвода воды, боковым патрубком подвода газа и центральным отводом газожидкостной смеси. Согласно изобретению устройство снабжено гидродинамическим кавитационным узлом и струйным диспергатором, расположенными последовательно за струйным насосом в едином с ним корпусе. Гидродинамический кавитационный узел выполнен в виде камеры, на торцовой стенке которой закреплен стакан, имеющий центральную полость и тангенциальный ввод для газожидкостной смеси. Струйный диспергатор выполнен в виде камеры с закрепленным на ее торцовой стенке стаканом с центральной полостью, радиальными входными отверстиями и углублением в дне стакана. Полости стаканов кавитационного узла и струйного диспергатора сообщены между собой посредством центрального канала. Выход для диспергированной газожидкостной смеси выполнен в виде центрально расположенного патрубка, закрепленного на второй торцовой стенке камеры струйного диспергатора (патент РФ №2266396, опубл. 2005.12.20).
Известный способ обеспечивает повышение нефтеотдачи, однако при использовании пластовой воды в качестве рабочего агента возникают частые остановки нагнетательных скважин для очистки призабойных зон от отложений механических частиц, что ведет к снижению пластового давления и потере темпов разработки месторождения.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в скважину суспензии в органическом растворителе химически модифицированного кремнезема и продавку суспензии продавочной жидкостью. Используют суспензию, содержащую, мас.%: 0,08-0,15 гидрофобного кремнезема с гидрофобностью 98,0-99,5%; 0,02-0,10 дифильного кремнезема с гидрофобностью 40-60% и дополнительно 0,1-0,3 катионоактивного поверхностно-активного вещества КПАВ. Полученную суспензию через диспергатор прокачивают в призабойную зону пласта ПЗП. В качестве продавочной жидкости используют воду. После продавки суспензии в ПЗП скважину без дополнительной выдержки во времени присоединяют к системе поддержания пластового давления. Причем в качестве КПАВ используют четвертичные аммониевые или фосфониевые основания, третичные сульфониевые основания, в качестве кремнезема - аэросил, белую сажу, фильтр-перлит, тальк и другие аморфные кремнеземы с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм, в качестве органического растворителя - широкую фракцию легких углеводородов, нефрас, нестабильный бензин, дизельное топливо (патент РФ №2191257, опубл. 2002.10.20 - прототип).
Способ обеспечивает повышение приемистости нагнетательных скважин при том же или меньшем давлении нагнетания и увеличение продолжительности эффекта от обработки. Однако увеличение приемистости при закачке пластовой воды в качестве рабочего агента оказывается кратковременным из-за кольматирования твердыми взвешенными частицами призабойной зоны нагнетательной скважины. Вследствие этого возникают частые остановки нагнетательных скважин для ремонта и очистки призабойных зон от отложений механических частиц, что ведет к снижению пластового давления и потере темпов разработки месторождения.
В предложенном способе решается задача повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.
3
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем диспергирование и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению диспергированию подвергают рабочий агент с твердыми взвешенными частицами, за счет диспергирования измельчают твердые взвешенные частицы, находящиеся в рабочем агенте, до дисперсности в пределах 1-5 мкм, при этом давление при диспергировании и закачке рабочего агента поддерживают в пределах 2-10 МПа, а расход рабочего агента поддерживают в пределах 180-360 м/сут.
Признаками изобретения являются:
1) диспергирование;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
3) отбор нефти через добывающие скважины;
4) диспергирование рабочего агента с твердыми взвешенными частицами;
5) за счет диспергирования измельчение твердых взвешенных частиц, находящихся в рабочем агенте;
6) то же до дисперсности в пределах 1-5 мкм;
7) давление при диспергировании и закачке рабочего агента в пределах 2-10 МПа;
3
8) расход рабочего агента в пределах 180-360 м/сут.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При использовании в качестве рабочего агента пластовой (попутной, подтоварной, сточной) воды, отделенной от добываемой нефти и закачиваемой через нагнетательные скважины в продуктивные пласты, наблюдается снижение приемистости нагнетательных скважин из-за отложений в призабойной зоне твердых взвешенных частиц, грязи, продуктов коррозии трубопроводов и т.п. На данный момент не существует простых в использовании и исполнении эффективных устьевых фильтров, работающих в условиях высокого давления и расходов жидкости, способных очищать рабочий агент. Очистка в цехах подготовки нефти не обеспечивает отсутствия твердых взвешенных частиц, т.к. даже по существующим стандартам вода для поддержания пластового давления содержит определенное количество твердых взвешенных частиц. При закачке такой воды коллекторские свойства многих скважин могут ухудшиться, что приведет к необходимости проведения дорогостоящих ремонтных работ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин.
В предложенном способе решается задача повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами. Задача решается следующим образом.
3
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. На устье нагнетательной скважины на нагнетательной линии поток рабочего агента (воды) от трубопровода разделяют на два потока и направляют навстречу друг другу с ускорением. Скорость потока и твердых взвешенных частиц увеличивается. При столкновении потоков твердые взвешенные частицы ударяются друг о друга и разбиваются на мелкие частицы. Происходит диспергирование с измельчением твердых взвешенных частиц в рабочем агенте. Необходимая дисперсность твердых взвешенных частиц определяется режимами диспергирования. Необходимая дисперсность твердых взвешенных частиц в пределах 1-5 мкм, т.е. менее размера пор коллектора, достигается при давлении на устье нагнетательной скважины при диспергировании и закачке рабочего агента в пределах 2-10 МПа и расходе рабочего агента в пределах 180-360 м/сут. После диспергирования потоки соединяют снова в один поток и направляют в нагнетательную скважину.
Для осуществления диспергирования на устье нагнетательной скважины размещают диспергатор, способный измельчать твердые взвешенные частицы в рабочем агенте до размеров менее размеров пор коллектора продуктивного пласта. В этом случае твердые взвешенные частицы способны проникать в пласт без кольматации или с существенно меньшей кольматацией призабойной зоны нагнетательной скважины.
На чертеже представлен диспергатор для размещения на нагнетательной скважине.
Диспергатор имеет два входных канала 1, начинающихся отверстиями 2, и один выходной канал 3, заканчивающийся отверстием 4. Каналы 1 и 3 соединены штуцирующими каналами 5, имеющими меньший диаметр, чем каналы 1 и 3. Диспергатор выполнен из единого объема металла, поэтому для формирования (сверления) штуцирующих каналов 5 предусмотрено технологическое отверстие 6, которое после изготовления диспергатора глушится.
Диспергатор работает следующим образом.
Поток рабочего агента (воды) от трубопровода разделяют на два потока и направляют через отверстия 2 в каналы 1. Затем эти два потока через штуцирующие каналы 5 направляют навстречу друг другу, соединяют снова в один поток в выходном канале 3 и направляют через отверстие 4 в нагнетательную скважину. За счет уменьшения проходного сечения при прохождении через штуцирующий канал 5 скорость потока и твердых взвешенных частиц увеличивается. При столкновении потоков твердые взвешенные частицы ударяются друг о друга и разбиваются на мелкие частицы. Диаметры и длины каналов 1 и 5 подбирают опытным путем до достижения дисперсности твердых взвешенных частиц 1-5 мкм. Конкретно диспергатор может иметь каналы 1 длиной от 20 до 26 мм и диаметром от 8 до 18 мм и каналы 5 длиной от 6 до 11 мм и диаметром от 4 до 8 мм.
Диспергатор использует в качестве энергии, необходимой для измельчения частиц, давление, уже существующее на устье скважины, создаваемое работой кустовой насосной станции, которая нагнетает рабочий агент на несколько (от 3 до 50) скважин. Диспергатор работает без использования электроэнергии, прост по конструкции и изготовлению (состоит из одного корпуса).
Пример конкретного выполнения
2
3
3
2
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залежи 1147,5 м, глубина водонефтяного контакта 1000 м, пластовое давление 12,5 МПа, пластовая температура 28°С, пористость 16%, проницаемость 0,171 мкм, нефтенасыщенность 0,8, вязкость нефти в пластовых условиях 1,8 МПа·с, плотность нефти в поверхностных условиях 0,916 г/см, давление насыщения 5 МПа, газовый фактор 3,557 м/т, коллектор - поровый. Проницаемость пластов колеблется от 0,176 до 0,083 мкм. Балансовые запасы колеблются по пластам от 17000 до 100000 тыс.т.
Закачивают рабочий агент - пластовую воду через 180 нагнетательных скважин, отбирают продукцию (нефть) через 600 добывающих скважин.
3
Для осуществления диспергирования на устье каждой нагнетательной скважины размещают диспергатор, выполненный согласно чертежу. Диспергатор имеет каналы 1 длиной 25 мм и диаметром 16 мм и каналы 5 длиной 10 мм и диаметром 5 мм. Давление при диспергировании и закачке рабочего агента поддерживают в пределах 7 МПа, а расход рабочего агента поддерживают в пределах 300 м/сут.
В результате удается довести дисперсность твердых взвешенных частиц до размеров 1-5 мкм и исключить снижение приемистости нагнетательных скважин в течение 1 года, тогда как без диспергирования через 4-6 мес. приемистость нагнетательных скважин снижалась на 50-80%.
Использование диспергатора и режимов закачки позволит поддерживать достаточную приемистость нагнетательной скважины в течение длительного времени, что приведет к снижению количества ремонтных работ по причине снижения приемистости, к увеличению нефтеотдачи залежи за счет поддержания достаточного объема закачки и охвата залежи заводнением.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения межремонтного периода нагнетательных скважин за счет снижения кольматации призабойной зоны твердыми взвешенными частицами.