способ разработки нефтяного месторождения
Классы МПК: | E21B43/22 с применением химикалий или бактерий |
Автор(ы): | Салямов Замир Закариевич, Шарифуллина Роза Закировна, Сулейманов Айяр Гусейнович, Савельев Юрий Сергеевич, Капырин Юрий Владимирович, Полищук Александр Михайлович, Суркова Елизавета Матвеевна |
Патентообладатель(и): | Салямов Замир Закариевич, Шарифуллина Роза Закировна, Сулейманов Айяр Гусейнович, Савельев Юрий Сергеевич, Капырин Юрий Владимирович, Полищук Александр Михайлович, Суркова Елизавета Матвеевна |
Приоритеты: |
подача заявки:
1993-01-25 публикация патента:
27.02.1996 |
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.
Рисунок 1
Формула изобретения
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

где Pзаб - забойное давление в нагнетательной скважине, Па;
Pсм - давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;

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


где Pком - давление нагнетаемого газа на устье скважины, Па;
Pзат - давление в затрубье, Па;

Описание изобретения к патенту
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


Рсм давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;

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


Рзат давление в затрубье, Па;

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:


Рсм давление закачиваемой воды в точке смешения с газовой фазой, Па;

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


Рзат давление в затрубье, Па;


Н


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.
Класс E21B43/22 с применением химикалий или бактерий