Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефтяных месторождений

)5 О ПАТЕНТ У 32генипари Кутатоеолай еш фельдат (НУ) онц,итал Сит штв саи и ЕРТИКАЛЬФТЯНЫХ к нефте Цельединений, что делает я неконтролируемым. пособ осуществляется рождение водного оследующим образоваоли в порах нефтеноет полного или часрастворителя. нять состав с оцесс Пред вытеснагаемыи в мест введени расТвор нием кр соли сталлов оды за с удаления сн тичног а применяют одческих солей,, хлорид калия,или двойнуюый сульфат каожет образоватьторождении.но применение одного в ьше неорга ну или наприме сульфат хлорид натри натрия и др, пример смешан соль, н лия и а миния. Соль .1 п зхСц в ме предпочтител ся такж Особенн ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(54) СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И НО ЗАЛЕГАЮЩИХ ГЕТЕРОГЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ(57) Изобретение относится зодобывающей промышленност Изобретение относится к способуувеличения добычи нефти из месторождений,разрабатываемых вытеснением газом, подземным сжиганием или паром,Цель изобретения - повышение эффективности способа,При вытеснении газом ни один изизвестных способов не приводит к удовлетворительному результату. Крометого, они требуют применения дорогостоящих пенообразующих поверхностноактивных веществ, полимеров, диспергирующих агентов, что делает эти способы неэкономичными. Применение известных способов затрудняется такжетем, что взаимодействие нефтеноснойпороды и жидкости в пласте могут из.,ЯО 1590050 изобретения - повышение эффективности ,способа. Закачивают в скважину газ и водный солевой раствор, В пласте образование зоны кристаллов осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом. В качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, в качестве водоудаляющего агента - этанол и/или метанол. Вытеснение нефти солевым раствором, вводимым в нефтеносную по- роду, оказывает положительное действие на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на рас- ф пределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.С:хлорида натрия в качестве соли дляводного раствора.Кристаллы соли в нефтеносной породе образуются за счет частичного илиполного удаления растворителя с помощью известных способов, например засчет выпаривания, разложения и др,Растворитель удаляют водоудалявщим агентом. ООбладающие высокой проницаемостьюучастки гетерогенной нефтеносной породы оказывают нежелательное влияние наобъемное вытеснение и на затрудненныекристаллами соли или блокированные по токи,При желании осадившиеся кристаллысоли частично или полностью растворяют, закачивая дополнительный растворитель в месторождение, при этом воз Оможно повторное образование кристаллов соли в других зонах месторождения.Этим путем в зависимости от имеющихсяусловий можно контролировать проницаемость различных участков нефтенос 25ных пород.Повышение добычи из нефтеносныхпород, разрабатываемых введением газа, подземным сжиганием или вытеснением паром, достигается введением водного солевого раствора в месторождение и образованием кристаллов солий порах нефтеносной породы за счетполного или частичного удаления растворителя при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом.35Возможно повторное растворение (частичное или полное) выделившихся кристаллов соли закачиванием в месторождение дополнительного растворителяс возможным образованием кристалловсоли в других частях месторождения,Водоудаляющим агентом служит этаноли/или метанол,Вытеснение нефти солевым раствором.45. вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительный эффект на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов,хорошо растворимых в воде, таких как50двуокись углерода.П р и м е р 1. Пористый песчаникимеет следующие параметры: пористость0,2. (предельные значения 0,17 и 0,23)проницаемость 0,060 рм (предельныезначения 0,01-0, 1 рм): температура55слоя 64 С; исходное давление в слое100 атм; отношение растворенногогаза и нефти 56 м /мз; коэффициент изменения объема 1,225; плотность нефти в породе при 20 С 819 кг/м; исходное относительное содержание воды0,3.Первичную добычу из породы осущест-.вляют снижением давления до 36 атм,Выход (добыча) (Е), обусловленныйвытеснением за счет действия растворенного газа и воды, равен 0,38.После первичной добычи месторождение разрабатывают затем способом вторичного извлечения с использованиемприродного газа, содержащего 80% двуокиси углерода.Два соседних участка нефтяного месторождения, имеющие идентичные параметры и разрабатываемые обводнениемиз пяти точек, использованы для сравнения известного способа с использованием двуокиси углерода и предлагаемого способа,Каждый из участков с пятью пунктами обводнения имеет объем лор 17500 ми содержит исходно 10000 м нефти.При первичной добыче извлекают 3800 мнефти (Е , = 0,38).Добычу с первого участка обычнымспособом с использованием двуокисиуглерода осуществляют следующим образом.Давление в слое нефтеносной породыповышают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода, через скважину накачки, а черезскважину добычи производят контролируемое получение нефти, При закачивании природного газа, содержащегодвуокись углерода, в количестве 0,36объема пор (при 100 атм и бАС) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем проводят циклическоевведение вода - газ при 100 атм (газприродный, содержащий 80% двуокисиуглерода, а вода - свежая),В результате закачивания газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на О, 12. В конце вторичной добычи снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03. В результате получают выход вторичной добычи нефти (Ек равный 0,18, т.е.общий полученный выход нефти (Е , равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода, может быть применен предлагаФормула изобретения Составитель И.,ЛопаковаРедактор М. Петрова Техред М.Дидык Корректор Н, Ревйкая Заказ 2550 Тираж 483 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СЧСР 113035, Москва, Ж"35, Раушйкая наб., д, 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул, Гагарина, 101 5 15900 емый способ как способ третичной до- бычи.Характеристики проходящего потока позволяют предположить, что в эксплуатации задействована 701-ная доля эфс5 Фективной толщины слоя.На первой стадии процесса через скважину нагнетания в пласт закачивают 0,3 от объема пор природного газа, 10 содержащего диокйид углерода, и 0,3 от объема пор концентрированного раствора хлорида натрия, затем 0,05 от объема пор этанола, дополнительно 0,3 от объема пор осушенного углекислого газа и 0,5 от объема пор воды.При третичной добыче й использованием предлагаемого способа дополнительно получают 20 Х нефти (Е д0,2), те. результирующий выход не фти (Ез) составляет 0,76.П р и м е р 2, Предлагаемым способом производят вторичную добычу нефти йо второго участка.Первая стадия способа, т.е, повы .25 .шение давления в слое до 100 атм й помощью природного газа, содержащего 80 Х двуокиси углерода, при контролируемом выходе нефти, идентична первой стадии дополнительного извлечения нефти й первого участка.При закачивании газа в количестве 0,.36 объема пор .получают дополнительное количество нефти 0,03. Затем в месторождение закачивают концентриро 35 ванный раствор соли в количестве 0,3 объема пор и содержащий двуокись углерода природный газ в количестве 50 60,3 объема пор дозами приблизительно 0,05 объема пор и меньше, и в конце в слой вводят газ в количестве 0,15 объема пор. Повышение выхода нефти равно 24 Е,На последней стадии способа накачивают свежую воду в количестве 0,3 объема пор и получают повышение выкода нефти на 12 Х.В результате вторинной добыни по- лучают дополнительное количество нефти (Е я= 0,39) и общий выход нефти повышается до Е я = 0,27. Этот резуль" тат превышает выход нефти, получаемьг." й использованием обычного опойоба вторичной добычи на 0,21. Способ добычи нефти из вертикально залегающих гетерогенных нефтяных месторождений путем закачки газа и водных йолевых растворов и образования в пласте зоны кристаллов соли, выпавших из раствора, и перемещение этой зоны в пласте, о т л и ч а ю щ и й й я тем что, й целью повышения эфФективности йпойоба, образование зоны кристаллов соли осуществляют полным или частичным удалением растворителя из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудаляющим агентом, причем в качестве водных йолевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натрия, а в качестве водоудаляющего аген та - этанол и/или метанол.