способ увеличения нефтеотдачи пластов

Формула изобретения

Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в нагнетательные скважины технологической жидкости с помощью кустовых насосных станций и регулирование объемов закачки по скважинам, отличающийся тем, что подачу технологической жидкости для вытеснения дополнительной нефти из малопроницаемых пластов осуществляют путем создания дополнительного повышенного давления нагнетания технологической жидкости в одну из скважин, превышающего максимальное давление, развиваемое кустовой насосной станцией, за счет использования ее избыточной энергии, возникающей при ограничении или прекращении закачки в высокопроницаемые пласты другой скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к способам и устройствам, предназначенным для использования в нефтяной и газовой промышленности.

Известны два основных способа регулирования потоков вытесняющей жидкости по скважинам - низконапорное и высоконапорное.

Известен способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в нагнетательные скважины технологической жидкости с помощью кустовых насосных станций и регулирование объемов закачки по скважинам [1].

При высоконапорной системе распределения на каждой нагнетательной скважине устанавливается плунжерный насос, технологическая жидкость к нему подводится по разводящим трубопроводам низкого давления (до 0,6 МПа), который, как правило, изготавливается из пластмассы, а давление и расход закачиваемой жидкости на каждой скважине подбираются индивидуально путем изменения режимов работы насоса.

При высоконапорной кустовой системе распределения, общепринятой для всех месторождений РФ, разработанных методом поддержания пластового давления, куст нагнетательных скважин, состоящий, как правило, из 8...15 единиц, обвязывается водоводами высокого давления с блочной кустовой станцией (БКНС). Подвод жидкости к БКНС осуществляется по разводящим трубопроводам при давлении не более 2,5 МПа.

Распределение технологической жидкости высокого давления по скважинам осуществляется по трубопроводам высокого давления.

Регулирование приемистости скважин может быть осуществлено только в сторону снижения приемистости: установкой штуцера на входе в высоконапорный трубопровод, соединяющий БКНС с регулируемой скважиной, и снижением тем самым давления и расхода жидкости в эту скважину.

Обе эти системы обладают существенными недостатками.

Низконапорный способ требует установки на каждой нагнетательной скважине насоса высокого давления с регулируемой производительностью, подвода электрической энергии к каждой нагнетательной скважине, создавая системы ремонта и обслуживания таких установок, что, в конечном счете, ведет к увеличению капитальных и эксплутационных затрат.

Высоконапорный способ лишен описанных выше недостатков, но имеет свои существенные проблемы:

1. Позволяет регулировать объемы закачиваемой жидкости по скважинам только в сторону их понижения, в то время как на реальных объектах в процессе эксплуатации месторождения выявляются наряду с пластами, требующими ограничения закачки, пласты с низкой проницаемостью, требующие для своего освоения повышенных давлений нагнетания. Освоение их позволяет увеличить нефтеотдачу в целом нефтеносной залежи или горизонта.

2. Существенно увеличивает энергетические затраты на регулирование закачки технологической жидкости, поскольку дросселирование потока технологической жидкости высокого давления с целью снижения давления и объемов закачки на заданную скважину вызывает безвозвратные потери энергии на величину:

N = P₁Q₁- P₂Q₂,

где P₁Q₁ и P₂Q₂ - давление и расход жидкости соответственно до дросселирования и после.

Как следует из вышесказанного, энергия жидкости на штуцируемом потоке превращается в бесполезное тепло, существенно увеличивая энергозатраты на осуществление технологии.

Технической задачей, поставленной в настоящем изобретении, является создание способа увеличения нефтеотдачи пластов за счет увеличения давления и объемов закачки в низкопроницаемые пласты путем повышения давления за счет использования энергии, высвобождаемой при ограничении или прекращении закачки в промытые высокопроницаемые пласты, что, в свою очередь, позволяет существенно снизить энергетические затраты на закачку технологической жидкости и приведет в целом к экономии эксплуатационных и капитальных затрат.

Эта задача достигается тем, что подачу технологической жидкости для вытеснения дополнительной нефти из малопроницаемых пластов осуществляют путем создания дополнительного повышенного давления нагнетания технологической жидкости в одну из скважин, превышающего максимальное давление, развиваемое кустовой насосной станцией, за счет использования ее избыточной энергии, возникающей при ограничении или прекращении закачки в высокопроницаемые пласты другой скважины.

На фиг. 1 приведена принципиальная схема преобразователя расхода и давления (ПРД), установленного на разветвлении нагнетательных линий скважин: H₁, требующей повышения давления и объемов закачки, и H₂, подлежащей ограничению закачки технологической жидкости.

На фиг.2 приведены гидравлические характеристики БКНС и скважин.

Согласно предлагаемому способу набирают из числа нагнетательных скважин, подключенных к данной насосной станции, такие пары, которые существенно отличаются по своим гидродинамическим характеристикам: одна из них требует форсирования закачки, вторая - ее ограничения, вплоть до прекращения закачки. Это могут быть пары скважин или две группы нагнетательных скважин, сходных по своим гидродинамическим характеристикам внутри каждой группы. Для одной из них требуется более высокое давление закачки, чем может дать кустовая насосная станция, а другая требует снижения давления или вовсе прекращения закачки. Таким образом, скважины делятся на группы, в одной из которых энергия закачки избыточна за счет завышенных давлений против фактически необходимых, а другая же требует давлений и энергий более высоких, чем может дать кустовая насосная станция. Экономия энергетических и материальных затрат осуществляется путем использования избыточной энергии скважины или группы скважин, требующих меньших давлений и объемов закачки. В том случае, когда есть необходимость прекращать закачку в какую-либо скважину или группу скважин, тогда повышение давления на скважине или группе скважин, нуждающихся в форсировании режимов закачки, производят за счет использования энергии "перепуска" избыточной части технологической жидкости с нагнетательной линии во всасывающую линию кустовой насосной станции. Использование избыточной энергии потока жидкости, подлежащей снижению давления и расхода при нагнетании в скважину (или группу скважин), производится путем пропуска его через преобразователь энергии потока технологической жидкости. В простейшем случае гидропреобразователь состоит из гидродвигателя, который кинематически связан с дожимным насосом. Гидродвигатели и связанные с ним кинематически дожимные насосы могут быть объемные: поршневые, ротационные, винтовые и др.; динамические: центробежные, осевые, вихревые, струйные или их комбинации. Наиболее высокой энергетической эффективностью обладают объемные гидромашины.

Описываемый способ, как показано на фиг. 1, осуществляется следующим образом.

Технологическая жидкость, поступающая по водоводу, сжимается в БКНС центробежными насосами и подается в нагнетательную линию под давлением P₀. Часть жидкости Q₂ из выкидной линии БКНС поступает под давлением P₀ в гидродвигатель, а отработанная жидкость под пониженным давлением P₂ < P₀ в нагнетательную скважину H₂, подлежащую ограничению закачки. Другая часть жидкости Q₁ также под давлением P₀ подается в дожимной насос, дожимается до повышенного давления P₁ > P₀ и нагнетается в скважину H₁, в которой предусматривается форсирование закачки.

Расходы и давления по скважинам 1 и 2 рассчитываются исходя из гидравлических характеристик скважин и БКНС: коэффициентов приемистости скважин K₁ и K₂ и "Q-Н" характеристики насосов, установленных на БКНС. На фиг.2 приведены гидравлические характеристики: скважины 1, имеющей низкий коэффициент приемистости K₁ и подлежащей форсированию; скважины 2 с высоким коэффициентом приемистости K₂ и подлежащей ограничению.

При совместной закачке от одного водовода под давлением P₀ скважина 1 принимает Q/1 м³/сутки жидкости, а скважина 2 - Q/2 м³/сутки. Общий объем нагнетаемой в две скважины жидкости составляет Q/1 + Q/2 = (K₁ + K₂)P₀ = Q_общ.

Энергия, затрачиваемая на закачку жидкости в две скважины (Q/1 + Q/2)P₀, пропорциональна площади прямоугольника ОАДЕ, при этом на закачку жидкости в скважину 2 затрачивается энергия пропорционально площади прямоугольника ОАСЖ, а в скважину 1 - ОАВЛ или равную ей по площади ЖСДЕ. Исходя из геологогидродинамических соображений, требуется ограничить закачку в скважину 2 до величины Q₂, что потребует снижения давления до величины P₂. В случае регулирования объемов закачки путем дросселирования давления от P₀ до P₂ энергия, пропорциональная разнице площадей ОАСЖ и ОНМИ, будет бесполезно рассеяна в виде тепловой энергии. Если использовать эту избыточную энергию в предлагаемой схеме регулирования производительности и расхода (ПРД), то удастся поднять давление в скважине 1 до значения P₁ и увеличить приемистость до Q₁ таким образом, чтобы соблюдалось равенство: (P₀Q₀) = (P₁Q₁+ P₂Q₂) или площади ОАДЕ = ОНМИ + ОФТК, где - к.п.д. гидравлической схемы.

Рассмотрим конкретный пример. На кусте скважин имеются две скважины со следующими характеристиками:

K₁ = 5 (м³/сут)/МПа

K₂ = 30 (м³/сут)/МПа

P₀=10 МПа

Q₀ = 350 м³/сут

Q/₁ = P₀K₁ = 50 м³/сут

Q/₂ = P₀K₂ = 300 м³/сут

Требуется: увеличить объем закачки в скважину 1 в 2 раза за счет максимального ограничения закачки в скважину 2.

Как следует из предыдущего, величина, пропорциональная гидравлической энергии, потребляемой двумя скважинами, составляет:

P₀(Q/₁ + Q/₂)= 10х350 = 3500 (м³/сут)МПа.

Исходя из условий задачи

Q₁ = 2Q/1 = 100 м³/сут

P₁ = P/₁ = 20 МПа и Q₁P₁ = 10020 = 2000.

Тогда на скважине 2 остается энергии

Q₂ P₂ = P₀(Q₁ + Q₂) - Q₁ P₁ = 3500 - 2000 = 1500

Q₂ P₂ = K₂(P₂)² = 1500 (м³/сут)МПа.

Q₂ = K₂P₂ = 30 7,07 = 212 м³/сут.

Если есть геологическая необходимость прекратить закачку в скважину 2 и за счет этого поднять максимально давление на скважину 1, тогда

K(P₁)² = 3500



Q₁ = K₁P₁ = 5 26,5 = 132,3 м³/сут.

Рассмотренная задача предполагает постоянную энергию, затрачиваемую на скважины 1 и 2.

В реальных случаях этого ограничения может и не быть, тогда и давления, создаваемые в новых условиях, будут ограничиваться только прочностью водоводов и скважинного оборудования.

Описываемый способ позволяет существенно снизить энергетические затраты на закачку технологической жидкости.

Источники иформации

1.Н.И.Хисамутдинов, Г.З.Ибрагимов. Разработка нефтяных месторождений, т. IV "Закачка и распределение технологических жидкостей по объектам разработки".- М.,1994, с. 91-93, рис. 3.6.