RU2078200C1 - Способ разработки нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2078200C1 RU2078200C1 RU94007734A RU94007734A RU2078200C1 RU 2078200 C1 RU2078200 C1 RU 2078200C1 RU 94007734 A RU94007734 A RU 94007734A RU 94007734 A RU94007734 A RU 94007734A RU 2078200 C1 RU2078200 C1 RU 2078200C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gas
- foam
- pressure
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 37
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229940090046 jet injector Drugs 0.000 claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000005587 bubbling Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004872 foam stabilizing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе при одновременно-раздельной закачке воды и рабочего агента в качестве последнего закачивают стабильную газоводяную пену. Ее предварительно получают на устье скважины эжектированием или барботированием путем подачи газа под низким давлением и воды под высоким давлением. Закачку пены ведут до обрабатываемого интервала перфорации. Затем ее смешивают с водой высоконапорным струйным инжектором. Полученную смесь закачивают в пласт под воздействием упругих колебаний, например, с помощью гидродинамического генератора. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, и может быть эффективно использовано при разработке нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Известны способы разработки нефтяных месторождений с применением водогазового воздействия (а. с. СССР N 1546618 кл. E 21 B 43/22, пат. США N 3882940 кл. 166 273).
Недостатком известных способов является низкая эффективность разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ вытеснения нефти из пласта (а.с. СССР N 1810505 E 21 B 43/22).Недостатком известного способа является малое расходное газосодержание приготавливаемой водогазовой смеси, низкая эффективность охвата воздействием неоднородных и слабопроницаемых пластов, значительные материальные затраты, связанные с необходимостью использования специальной наземной техники и оборудования для подготовки на устье газа высокого давления.
Целью изобретения являются повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет увеличения охвата неоднородных и слабопроницаемых пластов воздействием при повышении эффективности приготовления и закачки водогазовой смеси в пласт, расширение применимости метода по геолого-физическим условиям скважин, упрощение технологии и уменьшение материальных затрат.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем закачку в скважину рабочего агента (газа) и воды по раздельным линиям и их смешение на определенной глубине эжектированием, что повышает стабильность и улучшает реологические свойства водогазовой смеси, в качестве рабочего агента подают не газ высокого давления, а стабильную газоводяную пену высокого газосодержания, приготавливаемую на устье скважины эжектированием с использованием попутного газа под низким давлением и воды под высоким давлением, а также поверхностно активных и пеностабилизирующих веществ. Смешение газоводяной пены и воды производят на глубине интервала перфорации с использованием струйного инжектора, причем на выходе последнего, под пакером, устанавливают гидродинамический генератор, продуцирующий на забое интенсивные низкочастотные колебания давления, под воздействием которых полученную водогазовую смесь закачивают в пласт. В отдельных случаях, когда необходимо закачивать водогазовую смесь с повышенным газосодержанием или в значительных объемах, пена может приготавливаться путем барботирования водного раствора поверхностно-активных веществ газом с помощью распылителя, а при малых давлениях в газовой линии с помощью эжектора.
Использование подачи газа низкого давления по газовой линии в прототипе и смешение с водой эжектированием на заданной глубине приводило бы к осень малому расходному газосодержанию получаемой смеси, ввиду того, что в таких условиях струйным эжектированием невозможно одновременно достигать высокие значения коэффициента инжекции и требуемое давление закачки смеси в пласт.
В предлагаемом же способе в газоводяной пене при входе в струйный инжектор на глубине забоя скважины под влиянием гравитации создается давление, достаточное для эффективного струйного смесеобразования газоводяной смеси с достаточно высокими и расходным газосодержанием и давлением закачки в пласт, поскольку в пенной системе подвижность газа существенно уменьшается, то предотвращается расслаивание газоводяной смеси при движении по стволу скважины, воздействие низкочастотными упругими колебаниями приводит к дополнительной диспергации и повышает стабильность образования газожидкостной системы, а также способствует более эффективному проникновению газовых пузырьков и воды в поры коллектора пласта по всему интервалу перфорации скважины, что приводит к увеличению охвата неоднородных и слабопроницаемых пластов процессом вытеснения, а в конечном итоге к увеличению коэффициента нефтеотдачи. Отсутствие необходимости подготовки на устье газа высокого давления существенно упрощает технологию и приводит к значительной экономии материальных и технических средств, ненужности существенных капиталовложений для внедрения способа.
На чертеже показана схема реализации предлагаемого способа, включающая струйный эжектор 1 с низконапорными рабочими характеристиками и повышенным значением коэффициента инжекции газа, который устанавливается на входе в затрубье скважины; струйный инжектор 2 с высоконапорными рабочими характеристиками и средним значением коэффициента инжекции, устанавливаемый на спускаемых в скважину насосно-компрессорных трубах 3 выше пакера 4; гидродинамический генератор 5, устанавливаемый на выходе инжектора под пакером на глубине интервала перфорации пласта.
Способ осуществляется следующим образом: в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину интервала перфорации спускают гидродинамический генератор, пакер и струйный инжектор. На устье, колонну НКТ обвязывают с водоводом высокого давления, а к входу в межтрубное пространство подключают установленный в трубе низконапорный струйный эжектор, у которого вход в рабочее сопло также подключен к водоводу высокого давления, а вход в камеру смешения соединен с газовой линией низкого давления.
На начальном этапе, до заполнения межтрубного пространства скважины пеной, скважину копрессируют, для чего к газовой линии подключают и сначала компрессор. В дальнейшем, при распылении воды высокого давления в устьевом эжекторе образуется пена высокого расходного газосодержания, которая поступает в межтрубное пространство скважины с невысоким напорным давлением. Для улучшения пенообразования и повышения стабильности газоводяной смеси в воду добавляют поверхностно-активные и пеностабилизирующие вещества. Через трубы НКТ на вход в рабочее сопло забойного инжектора поступает вода, а по межтрубному пространству на вход в камеру смешения забойного инжектора поступает газоводяная пена. При продвижении по стволу в глубь скважины давление в газоводяной пене растет и на глубине забоя, над пакером, становится достаточно высоким для эффективного струйного инжектирования, так что под пакером на выходе из диффузора инжектора образуется водогазовая смесь с приемлемым газосодержанием и требуемым высоким давлением закачки в пласт.
Проходя через гидродинамический генератор водогазовая смесь продуцирует низкочастотные упругие колебания и при этом за счет вихревых и динамических процессов в генераторе дополнительно диспергируется и стабилизируется. Под действием колебаний давления происходит эффективное проникновение водогазовой смеси в низкопроницаемые поры и трещины коллектора, и осуществляется закачка с увеличением охвата пласта воздействием.
Отметим, что технический результат способа при спуске струйного инжектора на колонне НКТ, в зависимости от его конкретной конструктивной особенности, может достигаться также подачей воды по межтрубному пространству, а рабочего агента по спускаемым трубам. В общем случае возможно несколько вариантов технической реализации способа: вода подается по НКТ, рабочий агент по межтрубному пространству; вода подается по межтрубному пространству рабочий агент по НКТ; вода подается по межтрубному пространству и по дополнительной трубе внутри НКТ, рабочий агент по основной НКТ; и т.д.
Реализация предлагаемого способа поясняется следующим примером. Пусть нефтяная площадь эксплуатируется методом искусственного поддержания пластового давления и разбуривается рядами эксплуатационных и нагнетательных скважин; имеется нагнетательная скважина с 5-дюймовой обсадной колонной, глубина интервала перфорации 2700 м, приемистость 300 куб/м/сут при забойном давлении закачки 28 МПа. В скважину спускают колонну двух дюймовых насосно-компрессорных труб с установленными на ней забойным струйным инжектором, пакером и гидродинамическим генератором. Струйный инжектор и гидродинамический генератор конструкции "АРМС-МЕДИТ". Глубина установки генератора 2705 м, пакера 2700 м. Осуществляют посадку пакера. Характеристики струйного забойного инжектора рассчитаны согласно методике авторов патента по условиям закачки водогазовой смеси в пласт и соответствуют устьевому давлению воды в водоводе в 18 МПа. Частота и амплитуда колебаний давления генератора выбирается в соответствии с геолого-физическими условиями данного месторождения по методике, имеющейся у авторов патента. Межтрубное пространство скважины соединяют с патрубком, в котором установлен низконапорный струйный эжектор, обеспечивающий смешение воды и газа низкого давления с расходным газосодержанием образующейся пены в 0,65 0,8. После компрессирования скважины, на вход камеры смешения эжектора подключают линию попутного газа, а вход рабочего сопла эжектора и НКТ обвязывают с водоводов. В струйном эжекторе производится образование газоводяной пены, которая поступает в затрубье скважины под давлением 0,3 0,5 МПа. На забое скважины, над пакером давление в газоводяной пене достигает 8 9 МПа. В забойном инжекторе пена смешивается с поступающей по НКТ водой и поступает под пакер с давлением 28,5 МПа с расходом 3,5 куб. дм/сек, что соответствует приемистости скважины при данных условиях. Расходное газосодержание образующейся под пакером смеси 0,4 0,5. Водо-газовая смесь закачивается через скважину в пласт. Увеличение охвата нефтеносного пласта при вытеснении нефти водо-газовой смесью к прилегающим эксплуатационным скважинам приводит к дополнительному нефтеизвлечению нефти из нефтяной залежи и повышается коэффициент нефтеотдачи.
Преимущества метода:
возможность использования для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, для извлечения нефти из неоднородных и слабопроницаемых пластов;
упрощение технологии, отсутствие необходимости применения специальной наземной техники для подготовки газа высокого давления;
существенная экономия материально-технических средств при использовании метода;
ненужность больших капиталовложений при внедрении метода в промысловых условиях.
возможность использования для разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, для извлечения нефти из неоднородных и слабопроницаемых пластов;
упрощение технологии, отсутствие необходимости применения специальной наземной техники для подготовки газа высокого давления;
существенная экономия материально-технических средств при использовании метода;
ненужность больших капиталовложений при внедрении метода в промысловых условиях.
Claims (2)
1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку воды и рабочего агента одновременно по раздельным линиям, с последующим смешиванием их эжектированием на заданной глубине, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента закачивают предварительно полученную на устье скважины стабильную газоводяную пену, причем закачку ее ведут до обрабатываемого интервала перфорации, где производят смешивание пены и воды высоконапорным струйным инжектором, а полученную водогазовую смесь закачивают в пласт под воздействием упругих колебаний.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что воздействие упругими колебаниями при закачке в пласт водогазовой смеси осуществляют с помощью гидродинамического генератора.
Priority Applications (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94007734A RU2078200C1 (ru) | 1994-03-04 | 1994-03-04 | Способ разработки нефтяного пласта |
AU69011/94A AU6901194A (en) | 1994-03-04 | 1994-05-18 | Method of exploiting an oil-bearing seam |
PCT/RU1994/000106 WO1995023909A1 (fr) | 1994-03-04 | 1994-05-18 | Procede d'exploitation d'une couche petrolifere |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94007734A RU2078200C1 (ru) | 1994-03-04 | 1994-03-04 | Способ разработки нефтяного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94007734A RU94007734A (ru) | 1995-12-10 |
RU2078200C1 true RU2078200C1 (ru) | 1997-04-27 |
Family
ID=20153178
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94007734A RU2078200C1 (ru) | 1994-03-04 | 1994-03-04 | Способ разработки нефтяного пласта |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU6901194A (ru) |
RU (1) | RU2078200C1 (ru) |
WO (1) | WO1995023909A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102094607B (zh) * | 2009-12-14 | 2014-03-05 | 安东石油技术(集团)有限公司 | 高低压井注水设备及方法 |
RU2512150C2 (ru) * | 2012-05-11 | 2014-04-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов |
CN104948149A (zh) * | 2015-07-06 | 2015-09-30 | 东北石油大学 | 一种适用于矿场复杂油层的多介质分注*** |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2473797C1 (ru) * | 2011-08-02 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕРЮНИС" | Способ интенсификации скважинной добычи нефти |
CN102337873B (zh) * | 2011-09-01 | 2014-09-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 聚合物多通道油管分注管柱 |
CN102305056B (zh) * | 2011-09-22 | 2013-09-18 | 哈尔滨工业大学 | 一种注聚井偏心电动配注装置 |
CN103590796B (zh) * | 2012-08-13 | 2017-06-13 | 大港油田集团有限责任公司 | 定比例免投捞分层注水工艺管柱及免投捞定量配水器 |
CN103628847B (zh) * | 2012-08-28 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 桥式集成同心配水器 |
CN103670349B (zh) * | 2012-09-07 | 2016-10-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 桥式同心智能测调分注装置及工艺 |
CN103790559B (zh) * | 2012-10-26 | 2016-05-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 同心电动井下测调仪 |
CN103256032A (zh) * | 2013-05-31 | 2013-08-21 | 中国地质大学(北京) | 一种利用纳米粉体材料增强低渗油田注水能力的方法 |
CN103993863B (zh) * | 2014-06-04 | 2016-05-18 | 中国石油大学(华东) | 低渗透油藏非混相气水交注波动降压增注装置及方法 |
CN104389565A (zh) * | 2014-12-14 | 2015-03-04 | 张成功 | 单螺杆增压注水泵 |
CN104500009B (zh) * | 2014-12-22 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种数字式分注智能控制*** |
CN104500025B (zh) * | 2014-12-22 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种数字式井下控制器 |
CN104563985B (zh) * | 2014-12-23 | 2017-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种数字式分注测试调配***及方法 |
CN106194107A (zh) * | 2015-04-30 | 2016-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 注水井防堵装置及注水井防堵方法 |
CN105257248A (zh) * | 2015-09-25 | 2016-01-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油田污水回注井负压返吐解堵方法 |
CN105422061A (zh) * | 2015-12-09 | 2016-03-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种分注井智能测调与监测工艺装置及其测调与监测方法 |
CN105649583B (zh) * | 2015-12-29 | 2019-09-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种电控智能完井测调***和方法 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1548402A1 (ru) * | 1988-01-11 | 1990-03-07 | Специальное Конструкторское Бюро Гидроимпульсной Техники Со Ан Ссср | Устройство дл промывки скважин |
-
1994
- 1994-03-04 RU RU94007734A patent/RU2078200C1/ru active
- 1994-05-18 WO PCT/RU1994/000106 patent/WO1995023909A1/ru active Application Filing
- 1994-05-18 AU AU69011/94A patent/AU6901194A/en not_active Abandoned
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1546618, кл. E 21 B 43/22, 1990. Авторское свидетельство СССР N 1810506, кл. E 21 B 43/22, 1993. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102094607B (zh) * | 2009-12-14 | 2014-03-05 | 安东石油技术(集团)有限公司 | 高低压井注水设备及方法 |
RU2512150C2 (ru) * | 2012-05-11 | 2014-04-10 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов |
CN104948149A (zh) * | 2015-07-06 | 2015-09-30 | 东北石油大学 | 一种适用于矿场复杂油层的多介质分注*** |
CN104948149B (zh) * | 2015-07-06 | 2016-06-29 | 东北石油大学 | 一种适用于矿场复杂油层的多介质分注*** |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU6901194A (en) | 1995-09-18 |
WO1995023909A1 (fr) | 1995-09-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2078200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
CA2405631C (en) | System and method for fracturing a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
CN100482918C (zh) | 对地下井地层进行酸化的方法和设备 | |
US6719054B2 (en) | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
US4730676A (en) | Downhole foam generator | |
RU2389869C1 (ru) | Способ приготовления и нагнетания гетерогенных смесей в пласт и установка для его осуществления | |
RU2273772C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта | |
Tudor et al. | Low-viscosity, low-temperature fracture fluids | |
RU2339802C1 (ru) | Циклический способ разработки залежей нефти | |
RU2206730C1 (ru) | Способ импульсно-струйного воздействия на скважину и продуктивный пласт и устройство для осуществления способа | |
RU2324048C2 (ru) | Способ разработки углеводородной залежи и устройства для его осуществления | |
RU2117753C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
RU2222716C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону пласта | |
RU2157886C1 (ru) | Установка для гидродинамического воздействия на пласт | |
RU2238400C1 (ru) | Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения | |
RU2816618C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах среднего карбона | |
RU2734892C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва пласта | |
RU2013526C1 (ru) | Способ временной изоляции газоносного пласта | |
RU2157449C2 (ru) | Способ бустерлифтной эксплуатации скважин | |
RU2260686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2199653C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
Verisokin et al. | Prevention of proppant removal at the stage of well development after hydraulic fracturing using the wave method | |
RU2295633C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2266397C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2177541C2 (ru) | Способ направленного гидравлического разрыва пласта |