Способ разработки нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия

(51) Е 21 В 43/20 (2010.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(57) Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтегазового месторождения. Предложенный способ водогазового воздействия на пласт,отличающийся от известных способов тем, что для повышения нефтеотдачи и снижения обводннности добываемой продукции, в пласт закачивают рабочий агент (водагаз) плотностью, равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях. Для придания стабильности рабочему агенту и большей отмывающей способности в рабочий агент может быть добавлено пенообразующее ПАВ. Приведены формулы для расчта необходимого количества газа и воды и схема осуществления способа.(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Герштанский Олег Сергеевич Мышакина Юлия Викторовна Курбанбаев Мурат(73) кционерное общество Научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ 24113 Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для решения важнейших задач разработки нефтегазовых месторождений повышения коэффициента нефтеотдачи пласта, снижения интенсивности обводнения добываемой продукции, увеличения темпов отбора и, соответственно, снижения сроков разработки месторождений. При разработке нефтегазовых месторождений применяются различные методы вытеснения углеводородной продукции из пласта путем воздействия на него различными вытесняющими агентами водой, водными растворами различных агентов (поверхностно-активных веществ (ПАВ),полимеров, углеводородов, кислот, щелочей и др.),газами (углеводородными, углекислым, инертными,например, азотом) или водогазовыми смесями как без добавления, так и с добавлением ПАВ. На основе изучения теоретической информации и практического опыта установлено, что разработка нефтегазового месторождения с применением технологии водогазового воздействия (ВГВ) на пласт является эффективным способом повышение коэффициента нефтеотдачи,снижения интенсивности обводнения добываемой продукции,увеличения темпов отбора и, соответственно,снижения сроков разработки месторождений. Коэффициент нефтеотдачи пласта определяется произведением двух коэффициентов коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением. ВГВ сочетает в себе положительные стороны технологий воздействий на пласт воды и газа за счет присутствия в рабочем агенте воды достигается более высокий коэффициент охвата, а за счет присутствия газа - более высокий коэффициент вытеснения нефти (Инновационная разработка нефтяных месторождений. // Лысенко В.Д. - М. Недра. - 2000. - с.143-155). При ВГВ в качестве рабочего агента,воздействующего на пласт,может быть использована вода или водный раствор пенообразующего ПАВ, а в качестве газовой фазы различные газы,включая углеводородные,инертные, например, азот или углекислый газ(Новая технология воздействия на залежи инертной пенообразной газожидкостной системой. Сборник научных трудов 127 ОАО ВНИИнефть.// Муллаев Б.Т., Саенко О.Б., Саркисов Э.И. и др. - М. - 2002). Известен способ закачки в пласт газированной жидкости, в котором в качестве газовой фазы используется воздух, обогащнный азотом (А.с.1653407, Е 21 В 43/25, 12.07.1989 г.). Известное изобретение решает задачу получения в качестве инертного газа - воздуха, обогащнного азотом, по энергосберегающей и взрывобезопасной технологии,не требующей значительных массогабаритных сооружений и обширных рабочих площадей, а также обосновывает оптимальные параметры реализации процесса получения воздуха,обогащнного азотом. 2 Недостатком известного изобретения является то, что оно, решая задачу оптимизации параметров процесса получения инертного газа для использования его при создании водогазовой смеси и закачки ее в пласт, не решает задачу оптимизации параметров процесса вытеснения, т.е. не дает рекомендаций в каком объемном соотношении воды и газа следует закачивать в пласт водогазовую смесь, чтобы достичь наиболее эффективных показателей процесса вытеснения нефти газоводяной смесью. Известен способ закачки в пласт газированной жидкости, в котором реализация процесса водогазового воздействия достигается путем сокращения энергозатрат (А.с.1538586, Е 21 В 43/00, 1986 г.). Недостатком известного изобретения также является то, что оно, решая задачу реализации этого процесса путем сокращения энергозатрат, не дает рекомендаций в каком объемном соотношении воды и газа следует закачивать в пласт водогазовую смесь, чтобы достичь наиболее эффективных показателей процесса вытеснения нефти газоводяной смесью. Наиболее близким по технической сущности к заявленному изобретению является известное техническое решение, согласно которому наиболее эффективное вытеснение из пласта нефти пенообразной газоводяной смесью достигается при соотношении в ней газовой и водяной фаз в пластовых условиях в пределах 0,2-0,4,подтвержденное результатами экспериментальных лабораторных исследований процесса вытеснения нефти пенообразной газоводяной смесью на образцах керна (Обоснование новой технологии водогазового воздействия, использующей эффект пенообразования. Материалы Международного научного симпозиума Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Степанова Г.С. (ОАО ВНИИнефть),Михайлов Д.Н. (Институт физики Земли РАН). М., - 2007). Прототип. Недостатком известного технического решения является то, что рекомендации по оптимальному соотношению газовой и водяной фаз в пластовых условиях в пределах 0,2-0,4, полученные по результатам лабораторных экспериментов на образцах керна, не в полной мере отражают процессы, происходящие в реальных условиях пластов,характеризующихся,как правило,значительными размерами по мощности и простиранию. Кроме того, рекомендуемое в известном техническом решении оптимальное соотношение газовой и водяной фаз в пластовых условиях в пределах 0,2-0,4 имеет большой (кратный) разнос своих значений и нуждается в уточнении применительно к конкретным условиям процесса вытеснения, реализуемого на том или ином месторождении, поскольку определяет важный 24113 параметр рабочего агента - его плотность в пластовых условиях. Известно, что процесс вытеснения нефти рабочим агентом наиболее эффективен (приближается к поршневому вытеснению), когда профиль фронта вытеснения в пласте формируется вертикально. Фактически же в процессе вытеснения нефти рабочим агентом, имеющим плотность в пластовых условиях, не равную плотности нефти в пластовых условиях, профиль фронта вытеснения в пласте формируется, как правило, не вертикально (Течение однородных жидкостей в пористой среде. //М.,Маскет - М. Ижевск. - 2004, с.393-395, фиг. 177). Наиболее благоприятные условия для достижения вертикального профиля фронта вытеснения создаются в том случае, когда в пластовых условиях плотность вытесняющего рабочего агента равна плотности вытесняемой нефти. В случае, когда плотность вытесняющего рабочего агента, в качестве которого используется,например, вода, больше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, то вода, находясь под большим воздействием сил тяжести, чем пластовая нефть, продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по нижней образующей нефтенасыщенного пласта. В случае, когда плотность вытесняющего агента,например, газа, меньше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, то газ, находясь под меньшим воздействием сил тяжести, чем пластовая нефть, продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по верхней образующей нефтенасыщенного пласта. Целью изобретения является повышение эффективности разработки месторождения с применением водогазового воздействия (ВГВ). Цель достигается за счет оптимизации параметров процесса ВГВ путем использования в качестве вытесняющего рабочего агента водогазовой смеси или водогазовой смеси,обработанной пенообразующим ПАВ, плотностью,равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях ГВС плн пл, кг/м 3,(1) за счет обеспечения в потоке водогазовой смеси- газа, в пластовых условиях, определяемого выражением смпл (в плн пл ) 3- пенообразующим анионоактивного ПАВ (типа алкилбензолсульфонат сульфонол, проксанол и др.) с дозировкой до 50 г/м 3 в закачиваемой воде,где смпл - расход газоводяной смеси,закачиваемой в пласт в процессе реализации ВГВ, в пластовых условиях, м 3/сут, принимается по исходным данным г пл-плотность газа, в пластовых условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным в пл-плотность воды, в пластовых условиях,кг/м 3, определяется выражением в плв/вв пл, кг/м 3(4) в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным вв пл-коэффициент объемного расширения воды,в пластовых условиях, определяется по расчету,обычно допускают вв пл 1,0 н пл-плотность нефти, в пластовых условиях,кг/м 3, принимается по исходным данным или определяется выражением н плн/вн пл, кг/м 3(5) вв пл-коэффициент объемного расширения нефти,в пластовых условиях, принимается по исходным данным или определяется по результатам лабораторных исследований, по расчету, по известной номограмме,по приближенным формулам в н пл н-плотность нефти в стандартных условиях, кг/м 3 Гф-газовый фактор, м 3/м 3, принимается по исходным данным. Выражение (2) выводится, задавшись условием равенства плотности вытесняющего рабочего агента плотности вытесняемой нефти (ГВС плн пл), в пластовых условиях, путем решения относительно г ВГВ пл уравнения н пл(г плг ВГВ плв плв ВГВ пл)/смпл, кг/м 3 (7.1) в котором, в силу принятого условия по (1),величина н пл заменено на величину ГВС пл ГВС пл(г плг ВГВ плв плв ВГВ пл)/смпл, кг/м 3 (7.2) где ГВС пл-плотность водогазовой смеси, в пластовых условиях, кг/м 3, определяется по исходным данным согласно принятому условию (ГВС плн пл). В качестве устройства для реализации заявленного способа, т.е. создания и закачки в пласт водогазовой смеси в заданном соотношении фаз,определяемом выражением (2) и (3), можно использовать насос в сочетании с компрессором,жидкостногазовый эжектор (водоструйный насос) или, так называемую, насосно-бустерную установку с бустерными приставками - камерами смешения и др. На фиг. показана примерная схема осуществления способа разработки нефтяного месторождения с применением водогазового воздействия, включающая источник технического водоснабжения 1, подпорный насос 2, насоснобустерную установку 3, газопровод от источника газоснабжения 4, дожимной компрессор 5,регулятор давления 6, водораспределительный блок(ВРБ) 7, нагнетательные скважины 8, блочную дозаторную установку (типа Бр-10) 9. Способ осуществляется следующим образом. Техническая вода из источника водоснабжения по 3 24113 водоводу 1 через подпорный насос 2 поступает в насосно-бустерную установку 3. Газ, например попутный, от источника газоснабжения 4, через дожимной компрессор 5 и регулятор давления 6 поступает на прием той же насосно-бустерной установки 3. В целях оптимизации параметров процесса ВГВ путем использования в качестве вытесняющего рабочего агента водогазовой смеси (в т.ч. пенообразной) плотностью, равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях по (1) ГВС плн пл, кг/м 3, в потоке газоводяной смеси- воды, в пластовых условиях, определяемый выражением (3) в ВГВ плсмпл-г ВГВ пл, м 3/сут. В насосно-бустерной установке 3, снабженной бустерными приставками - камерами смешения,происходит образование газоводяной смеси, ее дожатие до требуемого давления, после чего газоводяная смесь через водораспределительный блок (ВРБ) 7 распределяется по скважинам 8 и закачивается в пласт. Технология может быть реализована путем подачи в скважины пенообразной газоводяной смеси. Для образования и стабилизации пенообразной газоводяной смеси в поток воды, поступающей от подпорного насоса 2 на вход в насосно-бустерную установку 3, с помощью блочной дозаторной установки (типа Бр-10) 9 предусматривается подача пенообразующего анионоактивного ПАВ, например,типа алкилбензолсульфонат (сульфонол, неонола АФ-12, проксанол и др.), с дозировкой до 50 г/м 3 в закачиваемой воде. Расчеты параметров процесса при реализации способа представлены на примере гипотетических нагнетательных скважин месторождений Жетыбай и Каламкас Республики Казахстан, исходные данные которых приведены в таблице 1. Месторождения Жетыбай,скважина нагнетательная (гипотетическая) Фактический объем воды, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину, планируемую к переводу на ВГВ, при обычной технологии заводнения (в сложившихся условиях компенсации отбора) составляет- в пластовых условиях в единицах объема в комп плВВ ПЛв комп, м 3/сут в комп 1,0200200 м 3/сут,где вв пл-объмный коэффициент воды, в пластовых условиях, можно допустить вв пл 1,0 в пл-плотность воды, в пластовых условиях,кг/м 3, определяется по (4) в плв/вв пл, кг/м 3 в пл 1050/1,01050 кг/м 3 в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, по исходным данным, в 1050 кг/м 3. При проектировании оптимальных параметров ВГВ, расход закачиваемой в скважину газоводяной смеси, в пластовых условиях, определяется- в общем случае решением (3) относительно смпл смплг ВГВ плв ВГВ пл, м 3/сут- в данном Примере по фактическим данным расхода воды, закачиваемой в ту же скважину в сложившихся условиях,обеспечивающих компенсацию отбора смплв комп, м 3/сут(9) смпл 200 м 3/сут. Задавшись равенством в пластовых условиях плотности вытесняющего рабочего агента плотности вытесняемой нефти, т.е. условием (1) ГВС плн пл, кг/м 3,и решив относительно г ВГВ пл выражение (6) ГВС пл(г плг ВГВ плв плв ВГВ пл)/смпл, кг/м 3,определим, для соблюдения условия по (1), в закачиваемой газоводяной смеси расход(10) в пл 1050/1,01050 кг/м 3 в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, по исходным данным, в 1050 кг/м 3 вв пл-коэффициент объемного расширения воды,в пластовых условиях, примем вв пл 1,0 г пл-плотность газа, в пластовых условиях, кг/м 3,определяем из выраженияг ВГВ пл 24113 н пл-плотность нефти, в пластовых условиях,кг/м 3, по исходным данным, н пл 740 кг/м 3. Соотношение закачиваемых объемов газа и воды в водогазовой смеси (ВГС), в пластовых условиях,определяется выражением КВГВ плг ВГВ пл/В ВГВ пл(12) КВГВ пл 70,64722/129,352780,546. Как следует из результатов расчета, полученное соотношение в ВГС закачиваемых объемов газа и воды, в пластовых условиях, КВГВпл 0,546, несколько превышает рекомендованное соотношение 0,2-0,4. Однако при этом обеспечивается выполнение условия (1), т.е. равенство, в пластовых условиях,плотности вытесняющего рабочего агента и плотности вытесняемой нефти (ГВС плн пл),обеспечивающее благоприятные условия в пласте для создания вертикального профиля фронта вытеснения нефти газоводяной смесью. При реализации заявленного процесса, выше определенными значениями расход воды и газа в пластовых условиях,удобнее оперировать приведенными к стандартным условиям. Расход газа, закачиваемого в пласт в объеме по(2), в стандартных условиях определяется выражением пл 3 г ВГВг ВГВ пл(3), в стандартных условиях определяется выражением в ВГВв ВГВ пл/вв пл, м 3/сут(14) в ВГВ 129,35278/,0129,35278 м 3/сут где Рпл-давление пластовое, МПа, по исходным данным, Рпл 21,2 МПа Р-давление стандартное, МПа, Р 0,1 МПа Тпл-температура пластовая, К, по исходным данным, Тпл 388 К Т-температура стандартная, К, Т 293 К пл-коэффициент объемного расширения нефти,в пластовых условиях, по исходным данным пл 0,904. Удельный объем газа в ВГС, закачиваемой в пласт, в стандартных условиях, отнесенный к объему закачиваемой воды, в стандартных условиях, определяется выражением г ВГВг ВГВ/в ВГВ, м 3/м 3(15) г ВГВ 12511,1837/129,3527896,7 м 3/м 3. Месторождения Каламкас,скважина нагнетательная (гипотетическая) Фактический объем воды, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину, планируемую к переводу на ВГВ, при обычной технологии заводнения (в сложившихся условиях компенсации отбора) составляет(8.1) в комп 170 м 3/сут в единицах веса по (8.2) в комп 10-3 Вв комп, т/сут в комп 10-31073170182,41 т/сут- в пластовых условиях в единицах объема по (8.3) в комп плвв плв комп, м 3/сут в комп 1,0170170 м 3/сут,где вв пл-объмный коэффициент воды, в пластовых условиях, можно допустить вв пл 1,0 в пл-плотность воды, в пластовых условиях,кг/м 3, определяется по (4) в плв/вв пл, кг/м 3 в пл 1073/1,01073 кг/м 3 в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, по исходным данным, в 1073 кг/м 3. При проектировании оптимальных параметров водогазового воздействия, расход закачиваемой в скважину газоводяной смеси, в пластовых условиях,определяется- в общем случае решением (3) относительно смпл смплг ВГВ плв ВГВ пл, м 3/сут- в данном Примере по фактическим данным расхода воды, закачиваемой в ту же скважину в сложившихся условиях,обеспечивающих компенсацию отбора, по (9) смплв комп, м 3/сут смпл 170 м 3/сут. Задавшись условием (1), т.е. равенством в пластовых условиях плотности вытесняющего рабочего агента плотности вытесняемой нефти ГВС плн пл, кг/м 3,и решив относительно г ВГВ пл выражение (6) ГВС пл(г плг ВГВ плв плв ВГВ пл)/смпл, кг/м 3,определим, для соблюдения условия по (1), в закачиваемой газоводяной смеси расхода- воды, в пластовых условиях, выражением (3) В ВГВ плмпл-г ВГВ пл, м 3/сут,В ВГВ пл 170-32,1226137,8774 м 3/сут,где смпл-расход газоводяной смеси,закачиваемой в пласт в процессе реализации ВГВ, в пластовых условиях, м 3/сут, принимаем по исходным данным, по (7) смпл 170 м 3/сут в пл-плотность воды, в пластовых условиях,кг/м 3, определяется выражением (10) в пл в/вв пл, кг/м 3 в пл 1073/1,01073 кг/м 3 в-плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, по исходным данным, в 1073 кг/м 3 вв пл-коэффициент объемного расширения воды,в пластовых условиях, примем вв пл 1,0 5 г-плотность газа, в стандартных условиях, кг/м 3,по исходным данным, г 0,82 кг/м 3 н пл-плотность нефти, в пластовых условиях,кг/м 3, по исходным данным, н пл 884 кг/м 3. Соотношение закачиваемых объемов газа и воды в газоводяной смеси (ГВС), в пластовых условиях,определяется выражением (12) КВГВ плг ВГВ пл/в ВГВ пл КВГВ пл 32,1226/137,87740,233. Как следует из результатов расчета, полученное соотношение в газоводяной смеси(ГВС) закачиваемых объемов газа и воды, в пластовых условиях, КВГВ пл 0,233, не выходит за пределы рекомендованного соотношения 0,2-0,4. При этом обеспечивается выполнение условия (1), т.е. равенство, в пластовых условиях, плотности вытесняющего рабочего агента и плотности вытесняемой нефти (ГВС плн пл), обеспечивающее благоприятные условия в пласте для создания вертикального профиля фронта вытеснения нефти газоводяной смесью. Для возможности реализации процесса необходимо выше определенные значения расхода воды и газа в пластовых условиях привести к стандартным условиям. Расход воды, закачиваемой в пласт, в стандартных условиях, определяется по (13) В ВГВв ВГВ пл/вв пл, м 3/сут В ВГВ 137,8774/1,0137,8774 м 3/сут Расход газа, закачиваемого в пласт, в стандартных условиях, определяется по (14) 32850,94 м /сут, 0,13150,9642 где Рпл-давление пластовое, МПа, по исходным данным, Рпл 9,2 МПа Р-давление стандартное, МПа, Р 0,1 МПа Тпл-температура пластовая, К, по исходным данным, пл 388 К Т-температура стандартная, К, Т 293 К пл-коэффициент объемного расширения нефти,в пластовых условиях, по исходным данным пл 0,904. Удельный объем газа в ВГС, закачиваемой в пласт, в стандартных условиях, отнесенный к объему закачиваемой воды, в стандартных условиях, определяется выражением (15) г ВГВг ВГВ/в ВГВ, м 3/м 3 г ВГВ 2850,94/137,877420,7 м 3/м 3. 1 Глубина скважины Диаметр НКТ, внутренний Расход воды в нагнетательную скважину,обеспечивающий компенсацию отбора при обычной технологии заводнения Расход ГВС в нагнетательную скважину, пл. усл. Расход воды в нагн. скважину при ВГВ, ст. усл. Расход газа в нагнетательную скважину, пл. усл. Соотношение закачиваемых в пласт объемов газа и воды в газоводяной смеси (ГВС) в пл. усл. ( КВГВг пл/в пл) Расход газа в нагнетательную скважину, ст. усл. Удельный расход нагнетаемых газа к воде, ст. усл. Давление на устье нагнет. скважины при заводнении Давление на забое нагнет. скважины при заводнении Давление на устье нагнетательной скважины при ВГВ Давление на забое нагнетательной скважины при ВГВ Давление пластовое Температура на устье нагнетательной скважины Температура на забое нагнетательной скважины Температура пласта Плотность нефти, ст. усл. Плотность нефти, пл. усл. Плотность газа попутного, ст. усл. Плотность газа относительная 2 Нскв Дт вн в Таблица Значения по м-ю Жетыбай Каламкас 4 5 2200 850 0,0635 0,0635 200 170 г ВГВ ВГВ Ру зак Рзаб. нагн. Ру зак Рзаб ВГВ Рпл Тзаб Тзаб Тпл н н пл гн гн м 3/сут м 3/м 3 МПа МПа МПа МПа МПа К К К кг/м 3 кг/м 3 кг/м 3 кг/м 3 24113 Плотность воды, ст. усл. Молярная доля углеводородной части газа, ст. усл. Молярная доля метана, ст. усл. Молярная доля азота в попутном газе, ст. усл. Коэффициент объемного расширения нефти, в пластовых условиях Коэффициент сверхсжимаемости газа, в пластовых условиях ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разработки нефтяного месторождения с применением технологии водогазового воздействия, включающий предварительное сжатие воды и газовой фаз, смешивание их, дожатие до рабочего давления, подвод к устью нагнетательной скважины, транспорт к забою и закачку в пласт,отличающийся тем, что с целью повышения эффективности процесса вытеснения нефти из пласта, в качестве вытесняющего рабочего агента используют водогазовую смесь, плотность которой в пластовых условиях обеспечивают равной плотности вытесняемой нефти в пластовых условиях по (1) ГВС плн пл, кг/м 3,за счет подачи в поток газоводяной смеси расхода в уу ус уа вн пл 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед смешиванием газа с водой в последнюю подают пенообразующее поверхностно-активное вещество,с дозировкой до 50 г/м 3 в закачиваемой воде, где смпл - расход газоводяной смеси, закачиваемой в пласт в процессе реализации водогазового воздействия, в пластовых условиях, м 3/сут,принимают по исходным данным г пл - плотность газа, в пластовых условиях,кг/м 3, принимают по исходным данным в пл - плотность воды, в пластовых условиях,кг/м 3, определяют выражением (4) в плв/вв пл, кг/м 3 в - плотность воды, в стандартных условиях,кг/м 3, принимают по исходным данным вв пл - коэффициент объемного расширения воды,в пластовых условиях, определяют по расчету,допускается вв пл 1,0 н пл - плотность нефти, в пластовых условиях,кг/м 3, определяют по исходным данным или выражением (5) н плн/вн пл, кг/м 3 вн пл - коэффициент объемного расширения нефти, в пластовых условиях, определяют по результатам лабораторных исследований или по расчету.