Способ разработки нефтяной залежи

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных залежей. Сущность изобретения: способ разработки нефтяной залежи включает отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси,предварительно получаемой на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, с последующей гомогенизацией и диспергированием водогазовой смеси непосредственно перед ее закачкой в нефтяной пласт. Для этого водогазовую смесь после струйного насоса подают в турбулизатор потока и диспергатор, расположенные последовательно сверху вниз на колонне лифтовых труб в нагнетательной скважине. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи пласта и увеличении продуктивности скважин по нефти. Галай Михаил Иванович, Демяненко Николай Александрович, Повжик Петр Петрович, Серебренников Антон Валерьевич, Третьяков Дмитрий Леонидович, Козырь Андрей Анатольевич (BY) Громыко С.В. (BY) Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных залежей. Известен способ разработки нефтяного месторождения [1], позволяющий снизить материальные затраты при утилизации попутного нефтяного газа и подтоварной воды. Это достигается тем, что подтоварную воду из жидкостно-газового сепаратора направляют в низконапорную камеру жидкостного эжектора, на рабочее сопло которого подается под давлением вода. Газ из жидкостно-газового сепаратора направляют в низконапорную камеру второго жидкостно-газового эжектора, на рабочее сопло которого также подается вода. Сжатые таким способом воду и(или) газ направляют на промысловые нужды: в нагнетательные и добывающие скважины, при освоении скважин, для газлифтной эксплуатации, изоляции притока пластовой воды с помощью закачки в призабойную зону пласта пены. Недостатком известного способа является то, что при прохождении мелкодисперсной водогазовой смеси от устья скважины к интервалу перфорации пласта по колонне лифтовых труб происходит частичное разделение водогазовой смеси, коалесценция пузырьков газа. В результате снижается стабильность и вытесняющая способность водогазовой смеси, растт давление и энергетические затраты при нагнетании е в пласт. Известен также способ разработки нефтяной залежи [2], включающий закачку смеси воды и газа в предпереходном фазовом состоянии и вытеснение ею нефти из пласта. Способ заключается в том, что с целью повышения эффективности разработки залежи за счет вытеснения нефти, смачивающей ее поверхность микрозародышевой смесью углеводородного газа в воде, в качестве газа в смеси газа и воды в предпереходном фазовом состоянии используют углеводородный газ, причем закачку смеси углеводородного газа и воды в предпереходном фазовом состоянии ведут при объемном отношении компонентов 0,07 [1-10-3 (Т 0-Тпл.)]-0,25 [1-10-3 (Т 0-Тпл.)]м 3 газа на 1 м 3 воды при пластовом давлении в залежи, где Тпл. и Т 0 - начальная и максимальная температуры пласта в процессе реализации способа. Недостатком известного способа является то, что водогазовая смесь, приготовленная на устье скважины, в процессе прохождения по колонне лифтовых труб к интервалу перфорации пласта частично разрушается и, тем самым, снижается е вытесняющая способность, растт давление и энергетические затраты при нагнетании е в пласт. Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи [3], заключающийся в том, что производят отбор жидкости через добывающие скважины и осуществляют закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, которую получают на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, при этом водогазовую смесь диспергируют и гомогенизируют, для чего эту смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации. При этом все эти процессы протекают в одном устройстве, расположенном на устье скважины. Недостатком известного способа является то, что водогазовая смесь, приготовленная на устье скважины, в процессе прохождения по колонне лифтовых труб к интервалу перфорации пласта частично разрушается из-за разности плотности жидкости и газа, коалесценции пузырьков газа, уменьшения скорости потока и, тем самым, снижается е вытесняющая способность. Задачей, на решение которой направлено изобретение, является увеличение проникающей и вытесняющей способности водогазовой смеси в пласте, повышение нефтеотдачи пласта и увеличение продуктивности скважин по нефти. Поставленная задача решается за счт того, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, предварительно получаемой на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, с последующей гомогенизацией и диспергированием водогазовой смеси, согласно изобретению, гомогенизацию и диспергирование водогазовой смеси осуществляют непосредственно перед ее закачкой в нефтяной пласт, для чего водогазовую смесь после струйного насоса подают в турбулизатор потока и диспергатор,расположенные последовательно сверху вниз на колонне лифтовых труб в нагнетательной скважине. В частности, гомогенизируют поток водогазовой смеси путем поочередного многократного его закручивания в турбулизаторе в противоположных направлениях. На фиг. 1 представлена установка для осуществления способа разработки нефтяной залежи; на фиг. 2 - турбулизатор потока. В нагнетательной скважине, оснащнной обсадной колонной 1, на колонне лифтовых труб 2 установлена компоновка, включающая последовательно расположенные пакер 3, турбулизатор потока 4 и скважинный диспергатор 5. Колонна лифтовых труб 2 через фонтанную арматуру 6 трубопроводом 7 соединена с газожидкостным эжектором 8, включающим сопло 9, приемную камеру 10 и камеру смешивания 11. Примная камера 10 посредством трубопровода 12 соединена с компрессором 13. Одновременно примная камера 10 через сопло 9 соединена с насосной установкой 14 трубопроводом 15. Турбулизатор потока 4 (фиг. 2) представляет собой корпус 16, в котором установлен перемешиватель 17 в виде спиральной ленты, состоящий, как минимум, из трх спиралей: 18, 19, 20, поочердно закрученных по часовой и против часовой стрелки. Скважинный диспергатор 5 (фиг. 1) состоит из конфузора 21 и диффузора 22, соединенных между собой цилиндрическим каналом 23. При этом диффузор 22 расположен непосредственно над интервалом перфорации 24. Способ разработки нефтяной залежи осуществляют следующим образом. Вода из коллектора или водозаборной скважины (на фигурах не показаны) поступает в насосную установку 14, откуда по трубопроводу 15 податся в сопло 9 газожидкостного эжектора 8 и далее в примную камеру 10. Одновременно компрессор 13 по трубопроводу 12 подат сжатый газ в примную камеру 10 газожидкостного эжектора 8. Струя воды, вытекающая из сопла 9, проходя через примную камеру 10, вместе с газом поступает в камеру смешивания 11 эжектора 8, где вследствие образования турбулентного потока и резкого роста давления образуется мелкодисперсная водогазовая смесь, которая поступает в колонну лифтовых труб 2. Поток водогазовой смеси при прохождении колонны лифтовых труб 2 к интервалу перфорации 24 в значительной мере теряет свой гомогенный мелкодисперсный характер. Для восстановления его свойств над интервалом перфорации установлены турбулизатор потока 4 и диспергатор 5. Проходя по спирали 18 турбулизатора потока 4 водогазовая смесь закручивается по часовой стрелке. При прохождении по спирали 19 и 20 закручивание потока дважды меняется на противоположное. При этом происходит активное перемешивание смеси. В результате газожидкостная смесь полностью восстанавливает свой гомогенный характер и в таком виде поступает в диспергатор 5, где через конфузор 21 поступает в цилиндрический канал 23, площадь сечения которого обеспечивает турбулентный режим течения мелкодисперсной водогазовой смеси. При прохождении через канал 23 давление и скорость движения мелкодисперсной водогазовой смеси увеличиваются, что приводит к дополнительному перемешиванию и более глубокому диспергированию водогазовой смеси, которая через диффузор 22 проходит в перфорационные отверстия 24 и далее в нефтяной пласт 25. Таким образом, технический результат, заключающийся в увеличении проникающей способности водогазовой смеси и, как следствие, повышении нефтеотдачи пласта и увеличении продуктивности скважин по нефти, достигается за счет получения гомогенизированной мелкодисперсной водогазовой смеси непосредственно перед закачкой водогазовой смеси в нефтяной пласт. Источники информации: 1. RU 2046931, МПК E21 В 43/00, опубл. 27.10.1995. 2. RU 1822219, МПК E21 В 43/20, опубл. 27.06.1998. 3. RU 2266396, МПК E21 В 43/20, опубл. 10.05.2005. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, предварительно получаемой на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, с последующей гомогенизацией и диспергированием водогазовой смеси непосредственно перед ее закачкой в нефтяной пласт, для чего водогазовую смесь после струйного насоса подают в турбулизатор потока и диспергатор, расположенные последовательно сверху вниз на колонне лифтовых труб в нагнетательной скважине. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гомогенизируют поток водогазовой смеси путем поочередного многократного его закручивания в турбулизаторе в противоположных направлениях.