СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/18 

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений с использованием газообразных и жидких вытесняющих агентов для закачки в пласт и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи обычных и сложно построенных нефтяных месторождений, а также для разработки нефтяных месторождений с малопроницаемыми коллекторами и нефтями повышенной вязкости.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием.

На чертеже представлена диаграмма фазовых превращений.

Сущность данного способа заключается в следующем.

При вытеснении нефти сухим газом для создания в пласте наиболее эффективного процесса смешивающегося вытеснения необходимо проводить процесс при чрезвычайно высоких давлениях порядка многих сотен атмосфер. Причем давление процесса при данной температуре зависит главным образом от состава нефти, т. е. от наличия в ней легких компонентов (легких фракций).Давление смешивающегося вытеснения тем ниже, чем больше в нефти содержание легких фракций.

Поэтому для того, чтобы процесс смешивающегося вытеснения имел место, уже при пластовых условиях к сухому газу можно добавить легкие фракции (например ШФЛУ).

Для научно-обоснованного выбора соотношения объемов закачиваемого сухого газа и растворителя используют:
1. Экспериментальную методику определения критического состава газожидкостных систем с помощью визуального сосуда равновесия для прямого наблюдения за фазовым состоянием системы.

2. Методику расчета взаиморастворимости в нефтегазоконденсатных системах.

Достаточно сказать, например, что при 37^оС критическая тема системы метан (главный компонент сухого газа) н.декан (нормальный углеводород массой 142,16, отвечающий примерно мол.массе средних стабильных конденсатов) имеет давление около 350 кГс/см². В то же время при этой же температуре критическая точка системы метан.н.гексадекан (нормальный углеводород с мол.массой 226, отвечающий примерно мол.массе средней нефти) имеет давление более 700 кГс/см².

В то же время ШФЛУ, получаемая в результате низкотемпературной сепарации попутного газа или газа, добываемого из газовой части нефтегазового или нефтегазоконденсатной залежи, имеет мол.массу значительно ниже мол.массы стабильного конденсата. Следовательно, давление полной смешиваемости ШФЛУ с сухим газом существенно ниже, чем для нефти или стабильного конденсата.

В результате последовательного многоконтактного обмена компонентами между нефтью и обогащенным ШФЛУ газом возникает зона полной смешиваемости, состав которой отвечает критическому для смены нефть-ШФЛУ-газ при пластовых условиях.

Компримирование сухого газа перед нагнетанием в пласт позволяет повысить его температуру, что благоприятно сказывается на ходе процесса вытеснения, т. к. увеличивает перенос газовой фазой компонентов ШФЛУ и нефти, в случае прогрева пласта в зоне контакта газа с ШФЛУ и нефтью снижается их вязкость. Кроме того, это позволяет избежать выпадения парафинов из нефтей, находящихся по своей пластовой температуре на границе такого процесса.

Закачанная в пласт ШФЛУ извлекается сухим газом и после низкотемпературной сепарации может быть использована для дальнейшей закачки в пласт. Сухой газ, закачанный в пласт, также полностью извлекается при проталкивании его газообразным вытесняющим агентом (например, дымовым газом), а при использовании в качестве проталкивающих агентов воды или водных растворов в пласте остается только незначительная часть сухого газа.

Для проталкивания газожидкостной оторочки к добывающим скважинам можно использовать дымовый газ, полученный в результате сжигания части сухого газа, энергию газа газовой шапки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей или энергию газа газовой или газоконденсатной залежи.

При разработке залежей нефтей повышенной вязкости с использованием оторочек из легких жидких углеводородов (ШФЛУ) возможно выпадение из нефти тяжелых асфальтосмолистых компонентов. При этом, как и в случае выпадения парафинов, могут произойти существенное снижение фильтрационных характеристик пласта и его закупорка.

Достаточно сказать, что в экспериментальных работах на моделях пласта, когда такая закупорка происходила, ее невозможно было ликвидировать даже перепадами давления в десятки и сотни атмосфер. В этих случаях в пласт приходилось закачивать такие высокоэффективные растворители, как бензол, спиртобензол и т.д. и поднимать температуру.

Поэтому, чтобы воспрепятствовать выпадению тяжелых компонентов при контакте газожидкостной оторочки, состоящей из ШФЛУ и сухого газа, между ними закачивают легкую пластовую нефть из нижележащих горизонтов этого же месторождения или другого близлежащего месторождения. Предварительно определяют сродство легкой и тяжелой (вязкой) нефтей путем приготовления их растворов с разными концентрациями и контроля за количеством выпавших тяжелых компонентов.

Кроме того, закачка в пласт легкой нефти перед закачкой туда легкой фракции позволяет получить более оптимальный характер изменения вязкости в переходной зоне от вязкой нефти к маловязкой газожидкостной оторочке и тем самым улучшить условия охвата пласт процессом.

Способ осуществления следующим образом.

1. Перед началом закачки в пласт через нагнетательную скважину газожидкостной смеси определяют соотношение растворитель-газ, которое обеспечивает смешивающее вытеснение, Это соотношение устанавливают или экспериментально с помощью бомбы PVT для визуального наблюдения фазового состояния смеси или расчетным путем с помощью методики расчета взаиморастворимости. Определяют долю растворителя (Ф_к)Р_пл, t_пл и сухого газа (Г_к)Р_пл t_пл в критической точке фазового равновесия системы нефть-ШФЛУ-газ при пластовых температуре и давлении. По этим данным рассчитывают соотношение растворитель-газ в газожидкостной оторочке. Отбираемая через добывающую скважину нефть поступает на блок сепарации нефти. Выделившийся газ направляется на блок низкотемпературной сепарации газа, где он разделяется на сухой газ и ШФЛУ. После блока низкотемпературной сепарации сухой газ и ШФЛУ поступают в распределитель, включающий газовый компрессор высокого давления и жидкостный насос высокого давления для закачки в нагнетательные скважины сухого газа и легкой фракции. Распределитель соединяют по крайней мере с двумя нагнетательными скважинами. С помощью компрессора сухой газ сжимают до высокого давления и направляют в скважину. Одновременно легкую фракцию сжимают насосом и направляют для закачки в нагнетательную скважину. После создания в пласте в области одной скважины оторочки сухого газа высокого давления, а в области другой скважины оторочки легкой фракции, меняют направления потоков вытесняющих агентов, т.е. сухой газ высокого давления после компрессора направляют для закачки во вторую нагнетательную скважину, а ШФЛУ после жидкостного насоса направляют в первую нагнетательную скважину.

Таким образом, в пласте создают газожидкостные оторочки, которые продвигают газообразным или жидким проталкивающим агентом в направлении добывающей скважины. Для закачки в пласт газообразного проталкивающего агента (азот, дымовой газ, сухой газ и т.д.) используют газовый компрессор высокого давления. Для закачки в пласт жидких вытесняющих агентов (вода, водные растворы и т.д.) используют жидкостный насос.

Таким образом, проталкивающий агент закачивают одновременно в обе нагнетательные скважины.

Способ с высоковязкой нефтью реализуют следующим образом.

Нагнетательные скважины первую и вторую пробуривают через пласт с высоковязкой нефтью (А) до пласта с маловязкой и большим пластовым давлением (Б) и перфорируют в интервале пластов А и Б.

Перепускают легкую нефть из пласта Б в пласт А.

Одновременно через добывающую скважину отбирают высоковязкую нефть из пласта А.

Одновременно через нагнетательную скважину в пласт Б можно закачивать агент (жидкий или газообразный) для поддержания внутрипластового давления.

После создания в пласте А оторочки маловязкой нефти в объеме 5-10% от объема углеводородсодержащей части пласта А, пласты А и Б изолируют.

Дальнейшую разработку пласта А ведут как описано выше.

Способ нефтегазовой залежи, содержащей газовую шапку, осуществляют следующим образом.

Скважины перфорируют на границе газонефтяного контакта и начинают закачивать легкую нефть (ШФЛУ).

Соотношение растворитель-газ оценивают по критическому составу смеси легкая нефть-растворитель-ШФЛУ.

После создания в пласте необходимой газожидкостной оторочки закачку агентов прекращают. В верхнюю часть залежи через скважину начинают нагнетать дымовой газ, полученный от сжигания части добытого газа.

Эффективность смешивающегося вытеснения нефти по данному способу проверили экспериментально и сопоставили с эффективностью вытеснения этой же нефти сухим газом высокого давления при одинаковых температуре и давлении.

Эксперимент провели с нефтью и легкой фракцией месторождения, свойства которых приведены в табл. 2.

В качестве сухого газа использовали метан. Процессы вытеснения провели на трубчатой длинномерной модели пласта длиной 19,8 м и внутренним диаметром 8 мм, при 100^оС и давлении 40 МПа. Помытую растворителем и отвакуумированную модель пласта заполняли керосином, который затем вытесняли нефтью.

Эксперимент 1.

1.1. Вытеснение нефти сухим газом. Нефть из модели пласта вытесняли метаном при давлении 40 МПа. Результаты эксперимента показали, что при вытеснении нефти месторождения метаном следы метана в нефти проявились при коэффициенте вытеснения нефти 0,36, после чего содержание метана непрерывно росло, а содержание нефти падало, шла двухфазная фильтрация, характерная при прорыве газа и добывающей скважине. В конце двухфазной фильтрации содержание нефти в потоке упало до 7,5 мас. газовый фактор продукции составил 1600 мас. и коэффициент вытеснения 0,65.

Таким образом, со всей очевидностью можно утверждать, что процесс вытеснения сухим газом был несмешивающимся.

1.2. Вытеснение нефти данным способом.

1.2.1. Перед началом вытеснения экспериментально с помощью визуального сосуда равновесия, определяли соотношение нефти легкой фракции конденсата месторождения сухого газа в критической точке этой системы при давлении 40 МПа и по нему рассчитывали соотношение растворителя и сухого газа, закачиваемых в пласт при 75^оС и давлении 40 МПа, которое при 0,45 мас. доли сухого газа и 0,55 мас. доли растворителя составит 1,22.

1.2.2. Выбирали объем оторочки сухой газ-растворитель 0,15% от порового объема пласта. Это соответствует ≈30 cм² и закачивали в модель пласта 8 см³ конденсата и 24 см³ метана при давлении 40,0 МПа.

1.2.3. Полученную газожидкостную оторочку проталкивали азотом при давлении 40,0 МПа.

1.2.4. Отбирали на выходе из пласта углеводородную жидкость и газ и определяли коэффициент вытеснения.

Результаты эксперимента показывают, что в случае использования данного метода в пласте возникает процесс смешивающегося вытеснения, при котором коэффициент вытеснения достигает 0,98%
1.3. Вытеснение нефти данным способом на примере закачки сухого газа в ШФЛУ месторождении.

1.3.1. Оценка взаиморастворимости при закачке газа, обогащенного ШФЛУ, в нефтяное месторождение.

Взаиморастворимость пластовой нефти месторождения с газом, обогащенным широкой фракцией легких углеводородов (ШФЛУ), рассчитывали по разработанной во ВНИИ методике при давлениях, близких к пластовому.

Составы исходной пластовой нефти, газа, выходящего с компрессорной станции (1 режим), ШФЛУ (ТУ 38.101524-83), приведены в табл. 1.

Взаиморастворимость пластовой нефти с газом, обогащенным ШФЛУ, рассчитывали при давлениях 20,0 и 25,0 МПа и пластовой температуре 99^оС.

По результатам расчетов на треугольной диаграмме, представленной на чертеже, построены кривые, соединяющие составы равновесных жидких и газовых фаз, и определено положение критических точек (К₁ и К₂) смеси при давлениях 20 и 25 МПа и температуре 99^оС. К этим кривым, в т.ч. К₁ и К₂, проведены касательные, делящие отрезок прямой, соединяющей составы сухого газа (т.А) и ШФЛУ (т.В), на части, пропорциональные отношению ШФЛУ сухой газ в критической точке. Из диаграммы следует, что оно составляет 0,33 при давлении 20 МПа и 0,3 при давлении 25 МПа, что соответствует содержанию ШФЛУ в сухом газе 25 и 23 мол. соответственно.

1.3.1. При 100^оС и давлении 20,0 МПа закачивали в модель пласта 0,15% от порового объема метана, обогащенного 25% ШФЛУ.

1.3.2. Закачанную газожидкостную оторочку проталкивали азотом при давлении 20,0 МПа.

1.3.3. Замеряли на выходе из модели пласта количества вышедших жидких углеводородов и газа.

Результаты эксперимента показали, что в этом случае коэффициент вытеснения также составил 0,98, а процесс вытеснения был смешивающимся.

Преимущества данного способа:
1. При его использовании в пласте уже при давлениях порядка 20-25 МПа возникает процесс смешивающегося вытеснения нефти.

2. Выбор соотношения газа и растворителя в газожидкостной оторочке научно обоснован, позволяет получить высокоэффективный процесс при закачке в пласт минимально возможного количества растворителя. Таким образом, данный процесс позволяет экономить ценное углеводородное сырье, частично заменив его более дешевым сухим газом.

3. Закачка в пласт газа и ШФЛУ при давлении выше критического давления системы "газ-легкая фракция" при данной пластовой температуре позволяет получить в пласте зону полной смешиваемости газообразного вытесняющего агента и нефти при отсутствии поверхностного натяжения. (Это крайне важно при разработке залежей нефти, содержащих малопроницаемые пласты).

4. Газообразный вытесняющий агент, состоящий из сухого газа и легкой фракции, извлекается из пласта дымовыми газами или азотом и после отделения азота может быть использован повторно.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием. Для этого в пласт через нагнетательные скважины закачивают растворитель и сухой газ поочередно. Отношение паровых объемов растворителя и сухого газа определяют по соотношению долей растворителя и сухого газа в критической точке смеси нефть растворитель газ при пластовой температуре и давлении, которое характеризуется выражением: , где V_{пор.раств.} поровый объем растворителя м³; V_{пор.сух.газа} поровый объем сухого газа м³; A_кр доля растворителя в критической точке при пластовых температуре и давлении, м³; P_пл.р пластовое давление растворителя, МПа; T_пл.р пластовая температура растворителя, °С; P_пл.г пластовое давление сухого газа, МПа; T_пл.г пластовая температура сухого газа, °С. Выбор соотношения газа и растворителя в газожидкостной оторочке позволяет получить высокоэффективный процесс при закачке минимально возможного количества растворителя. 2 табл. 1 ил.

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины растворителя и сухого газа и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его воздействием, закачку растворителя, сухого газа ведут поочередно, причем соотношение поровых объемов растворителя и сухого газа определяют по соотношению долей растворителя и сухого газа в критической точке смеси нефть-растворитель-газ при пластовой температуре и давлении, которое характеризуется выражением

где V_{пор.раств.} поровый объем растворителя, м³;
V_{пор.сух.газа} поровый объем сухого газа, м³;
Ф_кр доля растворителя в критической точке при пластовых температуре и давлении;
Р_пл.р пластовое давление растворителя, МПа;
Т_пл.р пластовое давление растворителя, ^oС;
Р_пл.г пластовое давление сухого газа, МПа;
Т_пл.г пластовая температура сухого газа, ^oС.