КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТЬЕВЫХ ЭЖЕКТОРОВ
COMPOUND METHOD FOR OIL DISPLACEMENT OUT OF BED BY WATER-ALTERNATED-GAS INJECTION WITH USE OF WELL-HEAD EJECTORS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как из терригенных, так и карбонатных коллекторов. Этот способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными, неравномерно вырабатываемыми пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями (НФС). Предлагаемое изобретение представляет совокупность физико-химического метода повышения нефтеотдачи, водогазового воздействия на пласт и увеличения интенсификации притока добывающих скважин.
В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (далее КИН), который в 1960 г. был равен 51%, к 2000 г. уменьшился до 35%, а к настоящему времени снизился до 27-28%, что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Кроме того, при разработке отечественных месторождений в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). С учетом отечественного и зарубежного опыта, предложенный нами комбинированный способ закачки в нагнетательные скважины осадкогелеобразующих композиций с последующим водогазовым воздействием при использовании попутного газа добывающих скважин на кусту, позволит значительно повысить нефтеотдачу пластов неоднородных нефтяных залежей.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов и регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ №2090746, кл. Е21В 43/22, 1997 г.). Способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов за счет кольматации высокопроницаемых обводненных зон пласта. Недостатками способа являются низкая эффективность разработки месторождений с зональной неоднородностью и месторождений нефти с повышенной вязкостью, что обусловлено малой глубиной фильтрации дисперсных частиц в объем пласта и низкой вязкостью закачиваемого раствора полимера. Основным недостатком способа является то, что для трудноизвлекаемых пластов с ярко выраженной неоднородностью с искусственными или естественными трещинами необходима закачка больших объемов оторочек раствора полимера и суспензии дисперсных частиц, к тому же, при малейшем отклонении от технологии происходит осаждение глинистых частиц на забой скважины. Способ малоэффективен из-за недостаточного увеличения остаточного фактора сопротивления в трещиноватых зонах пласта, поэтому результат кратковременный с низким коэффициентом нефтеотдачи, низким коэффициентом вытеснения. Для дополнительного вытеснения остаточной нефти в этом способе не применяется водогазовое воздействие и не используются способы утилизации попутного газа.
Известен также способ утилизации попутного газа с созданием разрежения в затрубном пространстве добывающей скважины, оборудованной УЭЦН. Применяется комбинированная схема с установкой струйного насоса-эжектора на устье скважины, в коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры (Устройство для эксплуатации скважин. Полезная модель RU 50596 U1. Автор Михеев П.Е. Заявка №2005121484/22 от 11.07.2005 г.).
Основой в рассматриваемом способе Михеева П.Е. является создание разрежения в затрубном пространстве энергией с помощью струйного насоса-эжектора, устанавливаемого в приемном коллекторе фонтанной арматуры после обратного клапана в разгрузочной струне фонтанной арматуры. При работе УЭЦН скважинная жидкость на устье, протекая через струйный насос, создает разрежение, которое через открытую задвижку отсасывает часть газа из затрубного пространства скважины. Разрежение в затрубном пространстве скважины позволяет увеличить выход газа из скважинной жидкости и отбор его от сепаратора насоса, что улучшает условия всасывания и увеличивает приток скважинной жидкости из пласта, что в целом повышает КПД насосной установки. Этот способ является эффективным техническим решением при эксплуатации скважин УЭЦН с применением эжектора для отбора газа из затрубного пространства с этой же скважины. К тому же, для создания необходимого разрежения в затрубном пространстве требуется создавать на эжекторе высокие скорости жидкости и перепады давлений, а любое штуцирование на устье приводит к увеличению нагрузок на ПЭД и снижению наработки насоса. Основной недостаток способа в том, что он не является методом повышения нефтеотдачи, а методом интенсификации притока и оптимизации добычи одиночных добывающих скважин. Здесь нет воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, водогазовыми смесями, нет утилизации попутного газа, нет увеличения коэффициента вытеснения и охвата по неоднородному пласту.
Известен также способ вытеснения нефти из пласта (патент №2170814, Е21В 43/20, номер заявки: 99121601/03. Дата публикации: 20.07.2001. Авторы: Романов Г.В.; Хисамов Р.С.; Муслимов Р.Х.). Из всех рассмотренных способов этот является наиболее близким техническим решением, аналогом и прототипом для предлагаемого нами способа повышения нефтеотдачи пластов неоднородных нефтяных залежей. По этому способу закачивают воду по затрубному пространству нагнетательной скважины и газа по ее насосно-компрессорным трубам. На забое скважины образуют эжектированием водогазовую смесь. Вытесняют нефть к добывающим скважинам. Эжекторное устройство устанавливают на забое нагнетательной скважины и с обратным клапаном в месте ввода газа в эжекторное устройство. Линию насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины связывают и определяют с затрубным пространством добывающих скважин для утилизации их попутного газа. В нагнетательную скважину периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1%. После срабатывания обратного клапана эжекторного устройства проводят кислотную обработку пласта с использованием растворов кислот, образующих водорастворимые соли при контакте с карбонатным скелетом породы. Несмотря на оригинальность решений этот способ имеет ряд недостатков. Недостатком указанного способа является то, что эжектор находится на забое нагнетательной скважины и для устранения любых неисправностей требуется ремонт скважины с пуско-подъемными операциями. Сложность обслуживания и невозможность регулировать работу эжектора, нет возможности контроля за расходом жидкости и давлением. Закачка воды производится по затрубному пространству при ограниченном давлении не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, это ограничивает подбор кандидатов скважин. Закачка воды по затрубному пространству создает опасность нарушения эксплуатационной колонны, ускоряет процесс коррозии, снижается надежность герметичности. При этом способе не предусматривается закачка осадкогелеобразующих композиций при неоднородных пластах с естественной и исскуственной трещиноватостью, соответственно, будет ниже коэффициент нефтеотдачи.
В отличие от прототипа технический результат заявляемого технического решения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин предварительной закачкой осадкогелеобразующих композиций с блокированием промытых высокопроницаемых каналов, последующей закачкой и продавкой через устьевой эжектор водогазовой смеси с дополнительным довытеснением остаточной нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирается с помощью струйного насоса-эжектора с затрубья добывающих скважин на кусту. При этом способе одновременно решается проблема сохранения, утилизация ресурсов попутного газа с добывающих скважин и увеличение нефтеотдачи пластов.
Технический результат достигается тем, что в комплексном способе вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси, при этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. В качестве осадкогелеобразующих композиций можно применять составы на водной основе - силикат натрия или полимеры, вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие составы. Кроме того, ревизию или техническое обслуживание устьевого эжектора производят без подъема подземного оборудования и привлечения ремонтных бригад. При необходимости используют гидродинамические методы регулирования закачки, циклическое нестационарное заводнение, а закачку химических растворов, кислот, растворителей производят через лубрикаторную задвижку.
В заявляемом способе одновременно производится выравнивание приемистости нагнетательной скважины с последующим увеличением нефтеотдачи и увеличением продуктивности добывающих с последующей интенсификацией притока. Для повышения нефтеотдачи с выравниванием профиля приемистости закачиваются в пласт последовательно осадкогелеобразующие составы и затем через устьевой струйный насос-эжектор водогазовая смесь. Закачка через эжектор в нагнетательной скважине осадкогелеобразующих составов и водогазовой смеси производится в трубное пространство, через насосно-компрессорные трубы в пласт, эксплутационная колонна защищена пакером. Устьевым эжектором для водогазовой смеси используется попутный газ с затрубья не только одной выбранной скважины с УЭЦН, УШГН, но и от группы скважин на кусту. Снижение затрубного давления по группе скважин на кусту приводит к снижению коллекторного давления на нефтесборе, и, как следствие, это ведет к увеличению дебитов этих скважин. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Для увеличения приемистости, спуска приборов для ГИС при закачке химических растворов, кислот, растворителей не требуется изменение устьевой обвязки и демонтаж эжектора, все работы можно производить через лубрикаторную задвижку.
На чертеже представлена схема обвязки нагнетательной скважины с устьевым эжектором и затрубным пространством добывающей скважины, цифрами обозначены: 1 - лубрикаторная задвижка; 2 - манометр; 3 - буферная задвижка; 4 - манифольдная задвижка; 5 - струйный насос-эжектор; 6 - центральная задвижка; 7 - затрубная задвижка; 8 - линия инжекции затрубного газа; 9 - кабель КРБК с кабельным вводом; 10 - штуцер; 11 - обратный клапан; 12 - патрубок эхолотирования затрубного пространства добывающей скважины; 13 - затрубная задвижка добывающей скважины; 14 - вентиль на газовой линии.
Способ осуществляют следующим образом.
Струйный насос-эжектор устанавливают на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты. Предварительно производят последовательную закачку осадкогелеобразующих композиций в нагнетательную скважину для выравнивания профиля приемистости. Затем производят продавку водой через эжектор с созданием разрежения в газоотводной линии от затрубъя добывающих скважин. Затрубный газ со скважин забирают с помощью струйного насоса-эжектора, смешивают с водой и закачивают в пласт. Последующая закачка и продавка через устьевой эжектор водогазовой смеси производит дополнительное вытеснение остаточной нефти.
В качестве осадкогелеобразующих композиций могут быть использованы составы на водной основе - силикат натрия или полимеры или вязкоупругие, или гелеобразующие, или осадкообразующие системы. Осадкогелеобразующие составы являются более стойкими к размыву и разрушению от температур, надежно блокируют промытые каналы и трещины, оставаясь подвижными, участвуют в вытеснении остаточной нефти. Количество газа попутного и концентрация его в смеси воды зависит от приемистости скважины и давления закачки. Для доказательства соответствия заявленного изобретения приводим конкретные примеры практического опробирования способа. Работы проведены на месторождениях Западной Сибири: на Самотлорском и Орехово-Ермаковском.
3
3
3
3
3
Пример 1. Практическое применение предлагаемого способа произведено на кусту 1241 Самотлорского месторождения. Устьевой струйный насос-эжектор был установлен на устье нагнетательной скважины 31314 вместо устьевого штуцера. Для инжекции затрубного газа выбрана скважина, оборудованная УЭЦН 37139, продуктивный пласт АВ1-2. Скважина 31314 до эксперимента имела приемистость 250 м/сут при диаметре шт. 3,5 мм, при Рнаг=9,7 МПа, до штуцера и после него 5,0 МПа. Скважина 37139 работала с параметрами Ндин=1400 м, дебит 60 м/сут, затрубное давление 1,6 МПа. После эжектора на устье нагнетательной скважины, с линии инжекции через обратный клапан произвели линию обвязки на затрубное пространство скважины 37139. Устьевая обвязка скважин 31314 и 37139 для ВГВ. В эжектор установили сопло и диффузор в соотношении 3,7×5,6 и запустили скважины в работу. В результате закачки воды через устьевой эжектор приемистость скважины стала 220 м/сут, давление на входе - 10 МПа, после - 4 МПа. Затрубное давление скважины 37139 снизилось с 1,6 МПа до 0,5 МПа. Динамический уровень в скважине увеличился на 200 метров, увеличился дебит на 15 м/сут, и общее количество инжектируемого газа составляло в пределах 1500 м/сут. Результаты практического испытания подтвердили эффективность и работоспособность предлагаемого способа.
3
3
Пример 2. Следующие испытания прошли на Орехово-Ермаковском месторождении в нагнетательной скважине 574 и добывающей 2400. По промысловым данным по добывающей скважине 2400 за счет использования струйного насоса-эжектора давление в затрубном пространстве снизилось с 2,2 МПа до 0,2 МПа, увеличился дебит жидкости с 80 м/сут до 114 м/сут, увеличилась добыча нефти с 14 т/сут до 18 т/сут при динамическом уровне 1300 метров. За период испытаний на скважинах с мая по ноябрь 2011 г. эффективность не изменилась, особых осложнений и гидратообразований на линии инжекции не установлено. Успешность предложенной технологии по утилизации попутного газа из затрубного пространства скважин с последующей закачкой ВГС в нагнетательные скважины с устьевым струйным насосом-эжектором подтверждена на примере двух скважин.