Способ извлечения жидких углеводородов из пласта

(51)5 Е 2 ТЕН ВТОРСКОМУ С ТЕЛ ЬСТВ ни ни аааа зом.Опре стовые те тный сос также да ющихся м пла- оненз име- ирают ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР ПИСАНИЕ ИЗ(56) Гриценко А,И. и др. Методическое руководство по применению растворителей приразработке нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИгаз,1983, с. 4 - 31,(54) СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ПЛАСТА(57) Изобретение относится к газовой и нефтяной пром-сти и м,б, использовано при разИзобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для использования при разработке нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения жидких углеводородов за счет увеличения коэффициента охвата,В способе извлечения жидких углеводородов из пласта путем закачки углеводородного растворителя, включающем определение параметров фазового состояния растворителя для условий пласта, закачку его в пласт при заданной репрессии и отбор иэ зоны дренирования эксплуатационной скважины продукции (пластовых жидких углеводородов вместе с растворителем), перед закачкой определяют давление насы 166138 О А 1 работке нефтяных, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Цель - повышение эффективности вытеснея жидких углеводородов за счет увеличея коэффициента охвата, Определяют параметры фазового состояния углеводородного растворителя для пластовых условий. Закачку углеводородного растворителя осуществляют при давлении выше давления насыщения на величину репрессии. Жидкий углеводород отбирают при давлении двухфазного состояния углеводородного растворителя, Отношение обьемов газовой фазы и жидкой фазы не превышает 1,0 и это отношение регулируют отбором. Контроль за фазовым состоянием растворителя можно вести по физико-химическим параметрам и омпонентному составу продукции. 1табл,щения растворителя и область давлений, сответствующую его двухфазному состоянию ри заданной пластовой температуре, заачку. растворителя в пласт ведут при давлеии, превышающем давление насыщения а величину давления репрессии, отбор родукции из зоны дренирования осущестляют при давлении фазового перехода расворителя жидкость - газ и объемном тношении газовой фазы к жидкой не выше , причем последнее регулируют отбором родукции,Способ осуществляется следующим обраделяют известным способо мпературу, давление и ком тав пластовых углеводоро вление репрессии, Исходя в наличии продуктов, выбрастворитель. В качестве .его могут быть использованы смеси углеводородов С-С 7 и неуглеводородных компонентов (например, СО 2, Нг), являющиеся продуктом переработки природного или попутного нефтяного газов,Растворитель может быть получен также смешением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) или газового конденсата с природным газом, Определяют параметры фазового поведения растворителя: давление насыщения при температуре пласта, область давлений, соответствующую двухфазному состоянию растворителя, в которой отношение объемов газовой фазы к жидкой не превышает 1,0.Закачивают растворитель в пласт. Давление нагнетания при этом превышает давление насыщения на величину давления репрессии (Рнагн. = Рнас. + Рреор.).Контролируют в процессе работы отношение фаз, определенное заранее, Минимальную подвижность растворителя при заданном соотношении фаз регулируют отбором продукции, обеспечивая на устье эксплуатационной скважины минимальное давление, Контроль за фазовым состоянием растворителя можно вести по физико-химическим параметрам и компонентному составу продукции скважины,Способ может быть реализован в двух вариантах: А - закачку и отбор ведут через разные (нагнетательную и добывающую) скважины; Б - для закачки и отбора используют одну и ту же скважину.Вариант А может быть реализован только при давлении в пласте, обеспечивающем однофазное (жидкое) состояние растворителя (отношение объемов газ/жидкость равно нулю), т.е. при пластовом давлении, равном или превышающем давление насыщения, Вариант Б может быть реализован при уровне пластового давления, даже ниже давления насыщения. На чертеже изображена зона дренирования добывающей скважины, вертикальный разрез.Через скважину 1, в которую ранее закачали растворитель или в которой этот растворитель появился в ходе отбора продукции, производят отбор жидких углеводородов(нефти и выпавшего в пласт углеводородного концентрата) из пропластка.2, а растворителя - из пропластка 3 при среднем давлении в зоне дренирования, равном давлению двухфазного состояния растворителя. Среднее давление в зоне дренирования равноРз + Р 2 где Рз - давление на забое добывающей скважины;Р - давление на контуре питания, При обеспечении давления двухфазного состояния растворителя выдерживаютотношение объемов газовой и жидкой фаз не выше 1 и этим снижают его подвижность в 2-6 раз, В результате замедляют продвижение растворителя к забою эксплуатаци 10 онной скважины 1 и обеспечивают переток его из пропластка 3 в пропласток 2, что показано стрелками. Изменение давления в пропластках 2 и 3 показано пунктирными линиями, Р - перепад давления между про 15 пластками. Коэффициент охвата возрастает при переводе растворителя из жидкого состояния в двухфазное, когда его в потоке существенно больше, чем вытесняемого жидкого углеводорода, т.е, при прорыве растворителя за фронт вытеснения пластовых жидких угле 20 углеводородов растворителем при переводе последнего в двухфазное состояние, повы щения коэффициента охвата непроисходит, при этом он близок к единице,Дополнительный эффект, обеспечивающий снижение подвижности растворителя ввысокопроницаемых пропластках и его переток в низкопроницаемые пропластки, связан с увеличением его объема при переходеиз однофазного (жидкого) в двухфазное состояние;Отношение газовой фазы к жидкой, равное 1, соответствует предельному значениюнасыщенности смачивающей пористую среду жидкой фазы, при которой существуютминимальные фазовые проницаемости длягазовой и жидкой фаз. Достижение минимальных фазовых проницаемостей при соотношении газовой фазы к жидкой выше 1невозможно, так как в этом случае. должнабыть смачивающей пористую среду газоваяФаза,П р и м е р. Способ реализуют на линейной модели пласта с насыпной пористой средой из молотого кварцевого песка. Длинамодели 3 м, внутренний диаметр 3,5 10 з м,пористость 0,25, проницаемость 4,7 10 м .Выполняют два эксперимента приТ=294 К.8 первом эксперименте (вариант А) моделируется процесс прорыва растворителяв забой эксплуатационной скважины привытеснении им жидких углеводородов (нефти) из пласта, во втором (вариант Б) - про 30 35 40 45 50 55 водородов, В условиях, близких к поршне 25 вому вытеснению пластовых жидких1661380 Па амет ы Дополнительн. Отбор жидких углеводородов, ф отзапасов Давление Давление. репрессии отбора проМПа, дукции,МПа Отношение газовой фд- ЗЫ К жидкой при минимальной ПОДВИЖНОСти рэство- ителя Коэффициент охвата Давление в пласте приТ=294 К,МПа Способ Известныйвариант А .вариант Б 14,3 14,3 0,8 0,5 0,090,1 14,1 14,2 Предлагаемыйвариант Ава иант Б 0,32 0.34 0,8 0,5 11,5 11,5 0,73 0,73 14,3 14,3 цесс извлечения нефти из призабойной зоны эксплуатационной скважины с помощью закачки (отбора) в нее углеводородного растворителя при прорыве к скважине газа газовой шапки.В качестве нефти используют Н-декан. углеводородный растворитель представляет собой смесь метана с Н-бутаном. Перед началом процесса вытеснения нефти (Н-декана) выбирается соотношение углеводородов в растворителе, Для заданного состава определяют физико-химические параметры смеси, в частности давление насыщения и область давлений, соответствующая двухфазному состоянию растворителя, состоящего из 67 мол.ф метана и 33 мол.ф Н-бутана, давление насыщения 14;1 МПа, Область давлений, соответствующая двухфазному состоянию растворителя, - 0,7 и 14,1 МПа. Отношение газовой фазы к жидкой меняется до 1 при снижении давления растворителя от 14,1 до 11,5 МПа.В ходе экспеоиментов оеализуется также процесс извлечения жидких углеводородов из пласта (варианты А и Б) по известному способу.Результаты экспериментов сведены в таблицу,Как следует из данных, приведенных в таблице, по предлагаемому способу послепрорывной коэффициент охвата примерно в три раза выше, чем по известному способу, Дополнительный отбор жидких углеводородов (нефти) при закачке отборе) растворителя через одну скважину для условий 5 эксперимента составляет примерно 11 отзапасов нефти в обрабатываемой зоне эксплуатационной скважины. Формула изобретения 10 Способ извлечения жидких углеводородов из пласта, включающий определение параметров фазового состояния углеводородного растворителя для пластовых условий, закачку углеводородного растворителя 15 при заданной репрессии, отбор жидких углеводородов через добывающие скважины, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения жидких углеводородов за счет увеличения 20 коэффициента охвата, определяют давление насыщения и область давлений двухфазного состояния углеводородного растворителя, закачку углеводородного растворителя осуществляют при давлении вы ше давления насыщения на величинурепрессйи, а отбор жидких углеводородов осуществляют при давлении двухфазного состояния углеводородного растворителя, при, этом отношение объемов газовой фазы 30 и жидкой фазы не превышает 1,0 и это Отношение регулируют отбором.1661380 Составитель И,Лопаковаедактор И.Шулла Техред М.Моргентал Корректор авцова Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 10 аказ 2106 Тираж 374 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ ССС 113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5