Способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием
METHOD FOR OIL RESERVOIR DEVELOPMENT BY WATER-GAS IMPACT

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно: к разработке нефтяных месторождений с заводнением водогазовым раствором.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент GB № 2094863, МПК Е21В 43/22, опубл. 22.09.1982), включающий заводнение нефтяной залежи водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водно-газового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом.
Недостатками способа являются интенсивная коррозия нефтепромыслового оборудования, при смешении воздуха и углеводородного газа в добывающей скважине появляется возможность взрыва, и низкая эффективность из-за приготовления и закачки без учета свойств водогазового раствора и свойств пласта.
Известен также способ водогазового воздействия на пласт (патент RU № 2714399, МПК Е21В 43/20, опубл. 14.02.2020, Бюл. № 5), включающий формирование эжектором мелкодисперсной водогазовой смеси с пенообразующими поверхностно-активными веществами (ПАВ) и последующую закачку полученной смеси дожимным насосом в нагнетательные скважины, причем на выходе дожимного насоса поток образованной смеси разделяют на две части, одну из которых направляют непосредственно в нагнетательные скважины, а вторую отводят в дополнительный контур эжектирования водогазовой смеси для повышения ее газосодержания с последующим возвратом образованной смеси на вход дожимного насоса, причем задают подачу дожимного насоса по жидкости больше, чем подача силового насоса.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости разделения и повторного смешения потока водогазовой смеси и низкая эффективность из-за приготовления и закачки без учета свойств водогазовой смеси и свойств пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2123586, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.12.1998, Бюл. № 35), заключающийся в заводнении залежи водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом, причем в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в предпереходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддержания в процессе отношения забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01-1,0% катионного поверхностно-активного вещества.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за использования в качестве газовой фазы в водогазовом растворе только углеводородный газ, сложность реализации из-за необходимости постоянного поддержания в процессе закачки отношения забойного давления к пластовому менее двух и низкая эффективность из-за приготовления и закачки без учета свойств водогазового раствора и свойств пласта.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием, позволяющим закачивать в продуктивный пласт залежи водогазовый раствор с концентрацией ПАВ и газа, учитывающих минерализацию применяемой для закачки воды и свойства пласта для обеспечения максимального воздействия на продуктивный пласт.
Техническая задача решается способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием, включающий заводнение залежи водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и 0,01 - 1,0% поверхностно-активного вещества - ПАВ, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом в водораспределительную гребенку, причем в качестве водогазового раствора закачивают газовый раствор при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях.
Новым является то, что предварительно проводят лабораторные исследования минерализации воды и керна, полученного из обрабатываемой залежи, определяют состав пенообразующего ПАВ и точную концентрацию ПАВ и газа в воде для получения оптимальных характеристик для максимальной эффективности воздействия водогазовым раствором на залежь, при этом подачу ПАВ в воду осуществляют регулируемым дозатором пропорционально от объема подаваемой воды в водораспределительную гребенку, а закачку в нефтяную залежь производят после смешения воды с ПАВ с газом в ламинарном режиме после получения равномерного по объему водогазового раствора.
Новым является также то, смешение воды с ПАВ с газом производят для получения ламинарного режима потока после получения равномерного по объему водогазового раствора в трубах с проходным сечением не более 0,15 м на расстоянии не менее 100 м от устья нагнетательной скважины.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию предлагаемого способа, на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ разработки нефтяной залежи (не показана) водогазовым воздействием включает определение участка продуктивного пласта залежи, на котором будет производиться воздействие водогазовым раствором через нагнетательные скважины 1, объем и давление закачки этого раствора (на это авторы не претендуют).
Производят взятие проб воды, используемой для приготовления водогазового раствора и закачивания его в продуктивный пласт залежи через нагнетательные скважины, и кернов продуктивного пласта залежи. Определяют в лабораторных условиях точную концентрацию пенообразующего ПАВ в выбранной воде для достижения оптимальных характеристик пены (стойкость, адсобционно-десорбционная характеристика пены и т.д.), необходимых для достижения наилучшего вытеснения по результатам керновых исследований и гидродинамического моделирования за счёт выбора оптимальной концентрации для рассматриваемых условий, способной обеспечить необходимый период полураспада пены и ее эффективность (см, https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/543646-uvelichenie-kin-vodogazovoe-vozdeystvie-na-plast). Авторы на эти исследования в данном техническом решении не претендуют.
Также определяют плотность ареометром (ρ) и динамическую вязкость полученного водогазового раствора. Для определения динамической вязкости водогазовый раствор прогоняют через трубку (обычно стеклянную) с известными длиной и диаметром, при этом измеряя скорость потока данного раствора и давления в начале и в конце трубки. Исходя из формулы:
[1]
где ν – скорость водогазового раствора вдоль трубки, м/с;
R – радиус трубки, м;
1
2
p − p = ΔP – разность давлений на входе и на выходе из трубки, Па;
η – динамическая вязкость водогазового раствора, Па⋅с или кг/(м⋅с);
L – длина трубки, м.
Из формулы [1] получаем:
[2]
где η – динамическая вязкость водогазового раствора, Па⋅с или кг/(м⋅с);
ν – скорость водогазового раствора вдоль трубки, м/с;
R – радиус трубки, м;
1
2
p − p – разность давлений на входе и на выходе из трубки, Па;
L – длина трубки, м.
Полученные результаты по концентрации ПАВ в воде вносятся в блок управления 2. Исходя из суммарного объема необходимой для закачки воды по паспортным данным подбирают насосное оборудование кустовой насосной станции 3, подающей воду на водораспределительную гребенку 4, которая распределяет общий поток на нагнетательные скважины 1 и оснащена регулируемым дозатором 5 ПАВ. Объем нагнетаемой на водораспределительную гребенку 4 воды контролируется расходомером 6, передающим информацию на блок управления 2 для подачи необходимого точного объема ПАВ дозатором 6 из накопительной ёмкости 7 в водораспределительную гребенку 4 для получения необходимой оптимальной концентрации ПАВ в воде, подаваемой из водораспределительной гребенки 4 на газовые смесители 8. Исходя из требуемого количества газа в водогазовой смеси и объема ее закачки в пласт залежи для каждой нагнетательной скважины 1 подбирают по паспортным данным свой газовый смеситель 8. Наибольшую эффективность для получения водогазового раствора показали себя эжекторные насосы в качестве газовых смесителей 8. При высоком внутрипластовом давлении (выше выходного давления газового смесителя 8) для закачки водогазового раствора в соответствующие нагнетательные скважины 1 могут использоваться дополнительно дожимных насосов 9. Как показала практика для получения наибольшей эффективности водогазового воздействия на пласт залежи необходимо, чтобы водогазовый раствор закачивался с устья соответствующей нагнетательной скважины 1 с равномерным распределением газа в воде, что достигается ламинарным течение водогазового раствора. Так как объем закачки определяется пластовыми условиями, то ламинарный поток можно получить за счет снижения скорости потока водогазового раствора, идущего от дожимного насоса 9 или смесителя 8, благодаря выбору необходимой длины L участка трубопровода 10.
[3]
где Re – число Рейнольдса;
3
ρ - плотность водогазового раствора, кг/м;
ν - скорость потока, м/с;
Г
D - гидравлический диаметр (внутренний диаметр участка трубопровода 10), м;
η - динамическая вязкость среды, Па·с или кг/(м⋅с);
Зная, что для получения ламинарного течения жидкости в прямом трубопроводе Re≤2000, получаем из формулы [3] скорость, ниже которой поучаем ламинарный поток водогазового раствора:
[4]
где ν - скорость потока, м/с;
2000 – Re – число Рейнольдса;
η - динамическая вязкость среды, Па⋅с или кг/(м⋅с);
3
ρ - плотность водогазового раствора, кг/м;
Г
D - гидравлический диаметр, м;
Исходя из того, что коэффициент гидравлического трения λ на участке трубы 10 при ламинарном потоке можно рассчитать из формулы Пуазеля:
[5]
где λ – коэффициент гидравлического трения на участке трубы 10;
Re – число Рейнольдса.
Получается коэффициент гидравлического трения λ ≥ 0,032.
1
2
Тогда перепад (разность) давлений ΔP = р - ррассчитывается по формуле Дарси - Вейсбаха:
[6]
1
1
где ΔP – перепад давлений в виде разности давлений вначале р и конце р участка трубопровода 10, Па;
3
ρ - плотность водогазового раствора, кг/м;
ν - скорость потока, м/с;
Г
D - гидравлический диаметр (внутренний диаметр участка трубопровода 10), м;
L - длина участка трубопровода 10, м/
Зная необходимый перепад давлений ΔP (замерами давлений) для получения ламинарного течения водогазовой смеси, определяем необходимую длину L участка трубопровода 10 из формулы [6]:
[7]
где L - длина участка трубопровода 10, м;
1
1
ΔP – перепад давлений в виде разности давлений вначале р и конце ручастка трубопровода 10, Па;
3
ρ - плотность водогазового раствора, кг/м;
ν - скорость потока, м/с;
Г
D - гидравлический диаметр (внутренний диаметр участка трубопровода 10), м.
Причем скорость потока жидкости в участке трубопровода 10 определяют по формуле:
[8]
3
где Q - расход жидкости в участке трубопровода 10, м/ч;
Г
D - гидравлический диаметр (внутренний диаметр участка трубопровода 10), м.
Заменяя известные параметры в уравнении [6], получаем простое квадратное уравнение, решая которое получаем минимально допустимую длину L участка трубопровода 10, отбрасывая отрицательные значения.
Для упрощения практического подбора длины L участка трубопровода 10 определили, что для участка трубопровода 10 с внутренним диаметром до 0,15 м при длине не менее 100 м гарантировано получается ламинарный поток водогазового раствора на устье нагнетательной скважины 1.
После сборки всех компонентов воду на водораспределительную гребенку 4 подают насосным оборудованием кустовой насосной станции 3. Объем подаваемой воды контролируют расходомером 6, информация с которого подается на блок управления 2. Блок управления 2 подает команду на дозатор 5 (например, насос с частотно-регулируемым приводом) для закачки ПАМ из емкости 7 в водораспределительную гребенку 4 и получения оптимальной концентрации ПАВ в воде.
Полученные результаты по концентрации ПАВ в воде вносятся в блок управления 2. Исходя из суммарного объема необходимой для закачки воды по паспортным данным подбирают насосное оборудование кустовой насосной станции 3, подающей воду на водораспределительную гребенку 4, которая распределяет общий поток на нагнетательные скважины 1 и оснащена регулируемым дозатором 5 ПАВ. Объем нагнетаемой на водораспределительную гребенку 4 воды контролируется расходомером 6, передающим информацию на блок управления 2 для подачи необходимого точного объема ПАВ дозатором 6 из накопительной ёмкости 7 в водораспределительную гребенку 4 для получения необходимой оптимальной концентрации ПАВ в воде, подаваемой из водораспределительной гребенки 4 на газовые смесители 8. Водораспределительная гребенка 4 разделяет потоки для каждой из нагнетательных скважин 1, предварительно насыщая при помощи смесителей 8, к которым по газопроводу 11 подают выбранный газ, полученную смесь ПАВ газом с получением водогазового раствора. Водогазовый раствор напрямую от смесителя 8 или при помощи дожимного насоса 9 по участку трубопровода 10 в ламинарном режиме закачивают в соответствующие нагнетательные скважины 1.
Так как 0,01-1,0% ПАВ в водогазовом растворе дают наибольшую эффективность доказано в примерах к наиболее близкому аналогу, поэтому рассмотрим пример конкретного выполнения реализации способа для промежуточных параметров.
Пример конкретного выполнения.
2
3
Для воды с минерализацией 1,25 г/л и 7,1 pH лабораторный условиях подобрали для достижения наилучшего вытеснения по результатам керновых исследований и гидродинамического моделирования (см. https://magazine.neftegaz.ru/articles/nefteservis/543646-uvelichenie-kin-vodogazovoe-vozdeystvie-na-plast) подобрали пенообразующий ПАВ - Нефтенол ВКСН с объемной концентрацией 0,02% в воде и 14% мас. газа – углекислого газа (СО) и азота (N) в соотношении 1:4. Полученный водогазовый раствор имеет плотность ρ=880 кг/м и динамическую вязкость η=0,38 мПа⋅с.
3
Полученные данные внесли в блок управления 2. Исходя из полученных данных рассчитали длину L участка трубопровода 10 (с внутренним диаметром 0,050 м и коэффициент гидравлического трения λ ≥ 0,032). С учетом давления расхода 0,27 м/ч получаем по формулам [8] и [7]: L≥71 м, выбрали L=80 м.
3
Насосное оборудование кустовой насосной станции 3 подает 90 – 110 м/ч через расходомер 6 на водораспределительную гребенку 4, в которую дозатор 5, исходя из объема перекачиваемой воды, под управлением блока управления 2 из емкости 7 подает 0,02% ПАВ от объема воды.
3
2
После водораспределительной гребенки 4 по верхней ветке на один из смесителей (эжекторный насос) подают 0,27 м/ч смеси воды с ПАВ, который из газопровода 11, по которому подают углекислый газ (СО) с азотом (N) в соотношении 1:4, отбирает газ в объемной пропорции 14% и интенсивно смешивает его со смесью воды с ПАВ. Полученный ламинарный поток водогазовый раствор дожимным насосом 9 закачивают в пласт залежи через участок трубопровода 10 длиной L=80 м соответствующую нагнетательную скважину 1.
Как показала практика использования способа на месторождениях Республики Татарстан (РТ) для участка трубопровода 10 с внутренним диаметром до 0,15 м при длине не менее 100 м гарантировано получается ламинарный поток водогазового раствора на устье нагнетательной скважины 1, что позволяет упростить практический подбор длины L участка трубопровода 10.
Из опыта использования получили, что предлагаемый способ позволил по сравнению с наиболее близким аналогом повысить коэффициент извлечения нефти на 3 – 5% и снизить добываемой обводненность продукции на 6–12%, при этом расход ПАВ снизился в среднем на 17%.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи водогазовым воздействием позволяет закачивать в продуктивный пласт залежи водогазовый раствор с концентрацией ПАВ и газа, учитывающих минерализацию применяемой для закачки воды и свойства пласта для обеспечения максимального водогазового воздействия на продуктивный пласт залежи.