Способ добычи нефти из нефтяных месторождений Советский патент 1986 года по МПК E21B43/18 

. 12

Изобретение относится к способу извлечения нефти из нефтяных месторождений.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к способу повышения выхода нефти нефтяных мес- торождений, причем его существенный отличительный признак состоит в том, что, не прекращая добычу, во время процесса добычи примерно половину по- рового объема нефтяного месторождения загазовывают путем нагнетания содержа щего большое койичегство .этана и тяжелых компонентов газа. Количество этана в нагнетаемом газе составляет по меньшей мере 30-40%, молярное соотношение этана и тяжелых компонентов составляет по меньшей мере 2,5:1 Соотношение между нагнетанием газа и эксплуатацией (добычей) выбирается таким образом, чтобы при завершении нагнетания газа пластовое давление имело примерно такое же значение, что и в начале. В процессе непрерывной добычи (эксплуатации) нагнетание газа заканчивается при появлении нагнетённого газа в нефтяной добывающей (эксплуатационной) скважине. Поэтому при неизменном ведении добычи нефти производится нагнетание воды, и процесс регулируется так, что при этом пластовое давление не претерпевает никаких потерь. Добыча нефти заканчивается при полном заводнении нефтяных скважин. Согласно предпочтительному осуществлению способа проводится нагнетание газа в нефть и/или вблизи раздела вода - нефть (краевая (законтурная) водная линия) в воду.

По другому варианту нагнетание содержащего этан и тяжелые компоненты газа проводится вплоть до загазованности эксплуатационных скв;1жин попеременно с водяной пробкой так, что масса газа и масса водяной пробки в объеме, пласта имеют значение 2-10% порового нефтяного объема.

Способ можно осуществлять таким образом, что нагнетание содержащих этан газов производится в начале разработки нефтяных месторождений в промежуточном - состоянии разработки или после заканчивания первичной И/или вторичной, осуществляемой с помощью нагнетания воды, эксплуатации нефтяного месторождения.

Пример 1. Выбранное в качестве примера, обладающее большой

36322

.газовой шапкой нефтяное месторождение имеет антиклинальный продуктивный горизонтJ глубина его залегания составляет примерно 1880-1970 м. Со5 отношение порового газовой шапки и нефти (относительное значение) составляет 1,7. Начальный запас нефти составляет 15 млн м, первоначальное пластовое давление составляет 195 атм. Плотность нефти при 15 С

to

И давлении 1 атм составляет 0,83 г/см .

Эксплуатация месторождения осуществляется при постоянном давлении с помощью нагнетания воды. Ряд добывающих скважин расположен по средней линии нефтяного пласта на расстояниях скважин друг от друга 300 м; ряд нагнетающих скважин расположен на резде- ле газ - нефть, на разделе газ - забойная нефть с расстояниями между скважинами 400 м,. ряд скважин для краевой (законтурной) закачки воды в водное тело вблизи разредела вода - нефть расположен на расстояниях между скважинами 600 м.

.К возможному начальному моменту применения согласно изобретению способа добычи, соответственно эксплуатации (скважины) приближается к своему КОНЦУ осуществляемая с помощью закачки воды добыча, и эксплуатационные скважины работают с содержанием воды примерно 80-90%. Выбранное в качестве примера месторождение расположено на нефтегазовом промысле, где добыча свободного и попутного газа составляет примерно 3 млрд м в год.

Газы содержат в значительном количестве этан, наличие которого в жид40

ких продуктах нежелательно, он удаля-- ется по газопроводу и на этом основании отделяется.

:5

На газовом месторождении можно осуществлять подготовку газа с помощью сепарирования глубоким охлаждением и расширением. Отделение жидких . целевых продуктов осуществляется путем абсорбции при низких температурах.

Получающийся во время протекания способа побочный продукт технологии переработки газа представляет собой головной газ колонны (башни) для отделения этана.

Этот головной газ содержит в сред- 5 нем 33% этана и 10% более тяжелых, чем этан, компонентов. Уже имеющий этот газ пригоден для снижения .остающегося в месторождении запасу

нефти в п|роцессе осуществления предлагаемого способа.

С помощью простой технологии, на; пример частичной конденсации, газ може далее обогащаться этаном, что в отно .шении способа добычи еще благоприятнее. Если, например, количество этана и более тяжелых компонентов составляет 65 мол.%, причем соотношение между э ганом и более тяжелыми компонентами примерно 3 :10, то, если этого

газj нагнетается примерно 40-50 м на 1 м нефти, благодаря этому рабочему процессу объем нефти увеличивается примерно на 10% (нефть разбухает) и е.е вязкость уменьшается на 30%.

При учете эффективности о бъемной газификации 0,5 при этих условиях (имеющееся в случае такого промысла количество газа достигает 70 млн.м в год, предлагаемый способ может ра- . спространяться на зону месторождения с тервоначальным геологическим запа

сом нефти, соответствующим 4 млн.м. 25 умеренном темпе нагнетание воды. Наг- Нагнетание имеющего высокое содер- нетание и добыча в -объеме пласта под- жание этана газа осуществляется, согласно изобретению с помощью расположенных перпендикулярно к средней

держивают равновесие. Для эффективности заводнения нужно закрывать (изолировать) эксплуатационнную сква- линии нефтяного пласта прорезывающих зо жину, как только концентрация этана

в газе эксплуатационной скважины достигнет 50% содержания этана в нагнетаемом газе.

Краевое (законтурное) нагнетание газа в случае единства отдельных об(пересекающих) нагнетательных скважин. t

Это требует углубления дальнейших

новых . Нагнетание газа осуществляется в расчете на все месторождения ступенчато, в 3-4 ступени.

Нагнетание газа может осуществ- оятьСя в течение года в случае эксплу- .плуатационных скважин и переноситься атационного объекта. прорезывающий ряд скважин. Как толь35

ластей должно заканчиваться после отключения (изолирования) всех экско нагнетенный в прорезывающий ряд

Нагнетание газа заканчивается, когда пластовое давление становится равный или примерно равным преобладающему вначале пластовому давлению, и в процессе непрерывной добычи в эксплуатационньпс скважинах появлятся нагнетенный газ.

В самом ближайшем рабочем процессе осуществляют нагнетание воды в количестве, соответствующем поровому объему примерно 0,5.

Под действием набухания (увеличение объема) и уменьшения вязкости нефти, а также ее насьш1енности свободным газом предлагаемым способом можно гарантировать примерно достигающее 7-8% повьш ение выхода. Б случае взятого в качестве примера месторождения это улучшение эффективности означает дополнительное количест

во нефти примерно 1,0-1,2 млн м при времени добычи 10-15 лет.

Пример 2. Взятое в качестве примера месторождение соответствует по своей характеристике описанному в примере 1 месторождению. Имеющееся в распоряжении для осуществления способа «добычи количество газа и качество его как в примере 1.

Перед примейением Предлагаемого способа добыча осуществляется благодаря замкнутому заводнению с обеих сторон (нагнетание воды) с помощью обычн эй сетки скважин, как в примере 1.

Сетка скважин месторождения в интересах третичного метода добычи нефти дополняется благодаря прорезывающему (пересекающему) ряду скважин, которые окружают две, при случае три эксплуатационные скважины.

Нагнетание обогащенного этаном газа начинается в краевые нагнетательные скважины, причем из раздела газ - нефть осуществляется происходящее в

Краевое (законтурное) нагнетание газа в случае единства отдельных об .плуатационных скважин и переноситься в прорезывающий ряд скважин. Как тол

35

ластей должно заканчиваться после отключения (изолирования) всех экс .плуатационных скважин и переноситься в прорезывающий ряд скважин. Как толь40

ко нагнетенный в прорезывающий ряд

скважин газ прорвется в каждую эксплу а -ационную скважину, начинается закачка воды или обработанной воды в скважины законтурного и/или прорезывающего ряда скважин и при этом сохра 45 няется объемное равновесие нагнетания и добычи. Количество нагнетаемой воды составляет также здесь поровый объем 0,5.

Объемная эффективность газификации (загазованность) в этом случае из-за происходящего также с края нагнетания .газа благоприятнее, чем в случае при- веденного первым примером. По этой

55 причине выход больше на 8-10%. Повышение выхода означает дополнительную добычу нефти 1,2-1,5 млн м в течение 10-15 лет в заданном месторождении.

П р и м е р 3.Выбранное в качестве примера нефтяное месторождение имеет антиклинальную залежь с глубиной размещения 1 720-1 790 м,Находящаяся в место- рождении нефть насыщена,однако не. имеет .никакой газовой шапки.Плотность нефти при 15 С и давлении 1 атм составляет 6581 г/см . Начальный запас нефти состав.пяет 8 млн м , начальное пласто- вое давление составляет 180 атм.

Эксплуатация месторождения предусмотрена с помощью закачки воды и постоянного давления. Для. осуществля ющейся с помощью закачки воды добычи нефти построена сеть скважин на рас- стояних 400 м. Запланированный конечный выход за счет площадного заводнения составляет 46%. Вблизи содержа- щейся в нефтяном месторожд,ении -нефтеносной площади находится газопромысел j ежегодная добыча которого составляет 2 млрд м .. Газы содержат в среднем 8% этана, кроме того, пропан и также бутан.

Жидкие.целевые продукты и пропан- бутан отделяются. Побочный продукт технологии переработки газа представляет собой головной газ колонны для отделения этанар который содержит до 33% этана и до 10% более тяжелых чем этан компонентов, благодаря частичной конденсации содержание этана можно повысить далее вплоть до 50 - 55%, Содержащий 50-55% этана - тяжелые компоненты газ пригоден уже для осуществления предлагаемого способа. Осуществляемая с помощюь содержа- высокую долю этана газа газификация применяется до заводнения. Согласно результатам лабораторных испытаний повышение выхода по сравнению с нагнетанием воды (заводнением) таким образом в 1,5 раза вьппе, чем по- вьшение выхода в случае использования третичного метода добычи нефти. Обогащенный благодаря частичной конденсации газ подается через газопровод в нефтяную залежь-. Имеющегося в распоряжении количества 40 млн м в год доста1точно для заполнения начальной нефтяной зйлежи 2,5 млн м газом Имеющий высокое содержание этана газ на нетается в средние скважины шятиточечного элемента. Нагнетание газа продолжается до тех пор, пока содержание этана в попутном газе эксплуатационных скважин не достигн

,5 0 5

g

0

5

0

5

50% содержания этана в нагнетаемом газе. Нагнетание газа по-видимому продолжается 3-4 года.

После нагнетания газа осуществляется закачка воды или обработанной воды. Нагнетаемая вода или обработанная вода составляет величину в 1,5 раза большую порового объема.

Ожидаемое от осуществления предлагаемого способа повьшение выхода составляет 10,5-12%, что означает допол- нительнуЪ добычу нефти 0,840 - , О.,960 млн м по сравнению с заводнением в случае месторождения с данными характеристиками.

Преимущество изобретения заключа- ется: в том,, что добыча нефти из месторождения может значительно повы- шат11ся без требующихся затрат на капиталовложения и также можно добьшать количество нефти в день, которое более нельзя было извлечь с помощью до. сих пор известных способов.

Сущность метода заключается в том., что богатьш этаном газ при температуре и под давлением пласта создает между пластами гадовую фазу, и тем caivibiM приводя в действие предлагаемый механизм вытеснения нефти. Газовая фаза может быть обеспечена при пропорции 2,5:1 этана,или компонента, более тяжелого, чем этан, при тем- температуре около 303 К,

Процентное содержание метана и этана в газе влияет на значение критической температуры. Обеспечение такой пропорции необходимо с целью поддержания на низком уровне псевдокритической температуры по сравнению с нагнетанием газа, богатого пропаном, и тяжелыми компонентами. .

Измерения показали, что с повьше- нием насыщения свободным газом повышается коэффитдиент извлечения при нагнетании воды до определенного значения насьпцения свободным газом. Это значение зависит от свойств породы и жидкости. Так, 30%-ное газонасыщение, которое соответствует этому состоянию, если давление залежи на 10% меньше, чем давление газонасыщения, наиболее эффективно повьш1ает извлечение.

П р и м е р 4. Состав обогащенного этаном газа, производство которого возможно в промьшшенном масштабе , следующий:

7

,34

CjHe30,00

CjHj. 6,09

iC/,H«0,74

,75

. 0,04

COj1,69

,75 ,

Пример 5 . Предпосылкой успешного использования предлагаемого способа является газовое состояние закаченной среды. Критическая температура метана низка : 190, 8 К, его присутствие в газе уменьшает псевдокритическую температуру смеси. Температура некоторых нефтяных залежей низка (около 313°К), поэтому.определяют необходимую минимальную кондент рацию метана для обеспечения газового состояния при такой температуре таким образом, чтобы соблюдалась пропорция 2,5:1 этана или более тяжелого, чем этан, компонента. Таким образом, обеспечивается, что в большинстве нефтяных залежей, где температура пластов достигает значения или вьш1е, псевдокритическая температура обогащенного этаном газа ниже температуры в пластах, если нагРедактор Б. Иванова Заказ 3723/60

Составитель И, Лопакова

Техред Н.Бонкало Корректор А. Тяско

Тираж 548Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

243632В

нетаемый газ с большим содержанием этана не содержит метана.

Известно, что при молярном соотношении этан: пропан 2,5:1 обеспе- 5 чивается псевдокритическая температура ззо к.

При более низкой температуре с точки зрения минимальной концентрации метана неблагоприятным является тот to случай, когда фракция,Cj содержит чистый пропан. В этом случае в отношении метана должно соблюдаться условие: молярновесовая концентрация 18,5 при температуре пластов 313 К. 15 Соответствующий этому состав газа следующий, моль. %:

,50

С,58,21

. Сз 23,29

20 Очевидно, что газ такого состава легко можно получать из большинства природных газов или из газов, сопровождающих нефть, и, таким образом,

вытесняющее средство остается в газо- вой фазе при температуре вьш1е

независимо отдавления в нефтяном J лacтe Если фракция Cj содержит более

тяжелые, чем пропан компоненты, то

минимальная концентрация метана долж- на быть больше.