способ добычи нефти

Формула изобретения

1. Способ добычи нефти, включающий предварительное бурение на нефтяной залежи по меньшей мере двух взаимодействующих скважин и эксплуатацию одной в качестве добывающей, а другой - нагнетательной, при этом на добывающей скважине устанавливают сепаратор для отделения попутного газа от извлекаемой из пласта нефти, а на нагнетательной скважине монтируют поршневой насос со смесительным устройством кавитационного типа, при этом к насосу подводят водовод, а к смесительному устройству газовую линию от указанного сепаратора, а при работе добывающей скважины весь попутный газ с помощью поршневого насоса со смесительным устройством преобразуют в стабильную водогазовую дисперсию с размером пузырьков газа от 1 до 10 мкм, соотношением объемов воды и газа в пределах от 1: 1 до 1: 10 соответственно и давлением от 100 до 300 атм, а полученную водогазовую дисперсию подают в пласт залежи через нагнетательную скважину.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вокруг одной нагнетательной скважины располагают несколько добывающих, а регулировку соотношения объемов воды и газа проводят изменением подачи воды и/или количеством подключаемых добывающих скважин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти без сжигания попутного газа в факелах.

Известен способ добычи нефти, включающий разбивку залежи на группы взаимодействующих скважин и эксплуатацию каждой скважины в группе в периодическом режиме. Эксплуатацию каждой скважины в группе осуществляют в периодическом трехэтапном режиме, при этом на первом этапе производят откачку добываемой жидкости в систему нефтегазосбора, на втором этапе - в другие скважины группы, а на третьем этапе скважину останавливают и в нее закачивают жидкость из других скважин группы (см. патент Российской Федерации 2081302 С1, МПК 6 Е 21 В 43/00, 10.06.1997).

Обратная закачка в пласт части добываемой пластовой воды обуславливает эффект поддержания пластового давления и снижает расходы по транспорту, подготовке и захоронению этой воды на пункте подготовки, но при этом газ, поступающий вместе с добываемой нефтью, направляется в сборный коллектор и по различным причинам не может быть полезно использован в месте добычи, а сжигается в факелах.

Известен способ эксплуатации газлифтных скважин, включающий добычу газожидкостной смеси из нефтяных скважин, отделение газовой фазы в сепараторе и последующую ее закачку в газлифтные скважины. Предварительно группируют высокодебитные нефтяные скважины с высоким газосодержанием и газлифтные с режимом работы, обеспечивающим наибольший суммарный отбор нефти (см. патент Российской Федерации 2157449 С2, МПК 7 Е 21 В 43/00, 10.10.2000).

Однако при данном способе добычи нефти не происходит поддержания пластового давления и поэтому нельзя осуществить эффективное использование возможностей нефтяной залежи.

Известен также наиболее близкий по технической сущности способ газлифтной эксплуатации скважин с нагнетанием в кольцевое пространство скважины газожидкостной смеси с помощью установки, выполняющей функцию бустерной насосной установки (см. патент США 4711306, МПК 7 Е 21 В 43/00, 08.12.1987).

Нагнетание газожидкостной смеси бустерной насосной установкой осуществляется в кольцевое пространство скважины между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб, а их полость и кольцевое пространство разобщены пакером, причем их связь для перетока газожидкостной смеси осуществляется через отверстие, расположенное в непосредственной близости от пакера.

Однако у данного способа отсутствует возможность поддержания заданного забойного давления при работе скважины и полное использование ее возможностей, при этом не весь попутный газ используется для закачки, а следовательно, остается проблема использования оставшейся части газа.

Задачей изобретения является полная утилизация попутного газа и повышение степени извлечения нефти из пласта, а также улучшение экологии путем ликвидации сжигания газа в факелах.

Указанный технический результат достигается тем, что способ добычи нефти включает предварительное бурение на нефтяной залежи по меньшей мере двух взаимодействующих скважин и эксплуатацию одной в качестве добывающей, а другой - нагнетательной, при этом на добывающей скважине устанавливают сепаратор для отделения попутного газа от извлекаемой из пласта нефти, а на нагнетательной скважине монтируют поршневой насос со смесительным устройством кавитационного типа, при этом к насосу подводят водовод, а к смесительному устройству - газовую линию от указанного сепаратора, а при работе добывающей скважины весь попутный газ с помощью поршневого насоса со смесительным устройством преобразуют в стабильную водогазовую дисперсию с размером пузырьков газа от 1 до 10 мкм (микрон) соотношением объемов воды и газа в пределах от 1:1 до 1:10 соответственно и давлением от 100 до 300 атм (атмосфер), а полученную водогазовую дисперсию подают в пласт залежи через нагнетательную скважину. Вокруг одной нагнетательной скважины можно расположить несколько добывающих, а регулировку соотношения объемов воды и газа произвести изменением подачи воды и/или количеством подключаемых добывающих скважин.

На чертеже изображена группа взаимодействующих скважин 1 и 2, пробуренных на нефтяную залежь 3. Скважины 1 и 2 оснащены эксплуатационными колоннами 4 и 5 и колоннами насосно-компрессорных труб 6 и 7 соответственно. Скважина 1 предназначена для эксплуатации в качестве добывающей, а скважина 2 - нагнетательной. Скважина 1 снабжена линией 8 подачи добываемой нефти к установленному на скважине 1 сепаратору 9, из которого выходят линия 10 подачи нефти в магистральный трубопровод (не показан) и газовая линия 11, подключенная к смесительному устройству 12 поршневого насоса 13, смонтированного на скважине 2. Смесительное устройство 12 выполнено кавитационного типа, к насосу 13 подключен водовод 14 для подачи воды. Смесительное устройство 12 подключено линией 15 подачи водогазовой дисперсии к колонне 7 насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины 2. Все линии снабжены регулируемыми задвижками.

Способ добычи осуществляется следующим образом.

При включении в работу добывающей скважины 1 извлекаемую из нее нефть подают по линии 8 подачи в сепаратор 9 для отделения от нефти попутного газа. Нефть по линии 10 подается в магистральный трубопровод, а весь полученный попутный газ по газовой линии 11 подводят к смесительному устройству 12 кавитационного типа поршневого насоса 13, к которому по водоводу 14 подают воду. В смесительном устройстве 12 с помощью кавитации попутный газ и воду преобразуют в стабильную водогазовую дисперсию (смесь) с размером пузырьков газа от 1 до 10 мкм, соотношением объемов воды и газа в пределах от 1:1 до 1: 10 и давлением от 100 до 300 атм, что обеспечивают регулировкой насоса 13 и задвижек. Данные параметры водогазовой дисперсии обеспечивают ее стабильное состояние в течение продолжительного периода времени. Полученную водогазовую дисперсию подают по линии 15 к колонне 7 насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины 2, а далее водогазовая дисперсия поступает в пласт нефтяной залежи 3. Вокруг нагнетательной скважины 2 (на залежи 3 их может быть несколько) могут быть расположены несколько добывающих скважин 1, а регулировку соотношения объемов воды и газа можно дополнительно проводить изменением количества подключаемых добывающих скважин 1. Часть газа, нагнетаемая в залежь 3, остается в защемленном виде в порах залежи 3, а другая часть вторично извлекается через добывающую скважину 1 и вместе с новой порцией газа снова возвращается в пласт залежи 3.

Таким образом, решается задача утилизации попутного газа на месторождении и одновременно решается задача повышения степени извлечения нефти из пласта нефтяной залежи 3, при этом исключаются нарушающие экологию газовые факелы.

Данный способ по сравнению с методом добычи нефти путем закачки в пласт воды позволяет дополнительно извлечь 10...20% объема пластовой нефти.