Способ добычи нефти из нефтяных месторождений

(50Е 21 В 43/ ОСУДАРСТВ ПО ДЕЛАМ И ЫИ КОМИТЕТ СССР ОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИИОВМСф ИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ8 Д,А. АТЕНТУ Бан, Микл ндор Надь есигазов размера н го давления и в дал ального пластонеишем по в добываю Процессы смешиефти обогащенфтяник", 1976,появления смеси газ должени ином воду при неизмбычи, а процесс нагнеегули м неи енности кращают танием воды с уч пластового давле я скважин. ичаюм заводнени о п1 о тчто смесь чу п 2. и йпол особ я т зов нагвода в раз нетают в зо оду 3. Сп и ч 1, о тто смесьобычи. пем газов нагиисянетают в л(54)(57) 1. СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающийна первой стадии нагнетание черезнагнетательные скважины смеси газов,содержащей этан и более тяжелые компоненты, с содержанием .этана по меньшей мере 30-407 с последующим на второй стадии нагнетанием воды и добычунефти через добывающие скважины, о тл и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, в нагнетательной смеси газов молярное соотно 80124363 шение этана и более тяжелых компонентов составляет 2,5:1, нагнетание смеси газов производят до половины порового объема нефтяного месторожденияпри одновременной добыче нефти, а темпнагнетания смеси газов и объем добычивыбирают с учетом достижения пластового давления по окончании нагнетания и в ставших, добывающими скважинахоцесс нагнетания смеси газов оставливают и на второй стадии нагнета1124Изобретение относится к способуизвлечения нефти из нефтяных месторождений.Целью изобретения является повышение нефтеотдачи,Изобретение относится к способуповышения выхода нефти нефтяных месторождений, причем его существенныйотличительный признак состоит в том,что, не прекращая добычу, во времяпроцесса добычи примерно половину порового объема нефтяного месторождениязагазовывают путем нагнетания содержащего большое количество этана и тяжелых компонентов газа. Количествоэтана 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 нагнетенного 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 внефть 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 скважин попеременно с водяной пробкой так, что масса газа и масса водяной пробки в объеме пласта имеют значение 2-1 С% 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 спомощью нагнетания воды, эксплуатации нефтяного месторождения.П р и м е р 1. Выбранное в качестве примера, обладающее большой газовой шапкой нефтяное месторождениеимеет антиклинальный продуктивныйгоризонт, глубина его залеганиясоставляет примерно 1880-1970 м, Со 5 отношение порового объема газовойшапки и нефти (относительное значение) составляет 1,7. Начальный запаснефти составляет 15 млн м, первоначальное пластовое давление составля 1 О ет 195 атм, Плотность нефти при 15 Си давлении 1 атм составляет 0,83 г/см .Эксплуатация месторождения осуществляется при постоянном давлении спомощью нагнетания воды. Ряд добываю 15 щих скважин расположен по средней линии нефтяного пласта на расстоянияхскважин друг от друга 300 м; ряд нагнетающих скважин расположен на резделе газ - нефть, на разделе газ - за 20 бойная нефть с расстояниями междускважинами 400 м, ряд скважин длякраевой (законтурной) закачки воды вводное тело вблизи разредела воданефть расположен на расстояниях междускважинами 600 м,К возможному начальному моментуприменения согласно изобретению способа добычи, соответственно эксплуатации (скважины) приближается к своемуконцу осуществляемая с помощью закачки воды добыча, и эксплуатационныескважины работают с содержанием водыпримерно 80-90%. Выбранное в качествепримера месторождение расположенона нефтегазовом промысле, где добыча35свободного и попутного газа составляет примерно 3 млрд м в год,Газы содержат в значительном количестве этан, наличие которого в жид 4 Оких продуктах нежелательно, он удаляется по газопроводу и на этом основании отделяется. На газовом месторождении можно осуществлять подготовку газа с помощью сепарирования глубоким охлаждением и расширением. Отделение жидких целевых продуктов осуществляется путем абсорбции при низких температурах.Псглучаюшийся во время протекания способа "побочный продукт" технологии переработки газа представляет собой головной газ колонны (башни) для отделения этана.Этот головной газ содержит в среднем 33% этана и 10% более. тяжелых, чем этан, компонентов. Уже имеющий этот состав газ пригоден для снижения10 15 20 25 30 3 12 нефти в процессе осуществления предлагаемого способа.С помощью простой технологии, например частичной конденсации, газ может далее обогащаться этаком, что в отно.шении способа добычи еще благоприятнее. Если, например, количество этана и более тяжелых компонентов составляет 65 мол.7, причем соотношение между этаном и более тяжелыми компонентами примерно 3:10, то,если этого газанагнетается примерно 40-50 м на 1 м нефти, благодаря этому рабочему процессу объем нефти увеличивается примерно на 107. (нефть "разбухает") и ее вязкость уменьшается на 307.При учете эффективности объемной 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 первоначальным геологическим запасом нефти, соответствующим 4 млн.м.Нагнетание имеющего высокое содержание этана газаосуществляется, согласно изобретению с помощью расположенных перпендикулярно к средней линии нефтяного пласта "прорезывающих (пересекающих) нагнетательных скважин.Это требует углубления дальнейших новых скважин. Нагнетание газа осуществляется в расчете на все месторождения ступенчато, в 3-4 ступени.Нагнетание газа может осуществояться в течение года в случае эксплуатационного объекта.Нагнетание газа заканчивается, когда пластовое давление становится равный или примерно равным преобладающему вначале пластовому давлению, и в процессе непрерывной добычи в эксплуатационных 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 насыщенности свободным газом предлагаемым способом можно гарантировать примерно достигающее 7-87 повышение выкода. В случае взятого в качестве примера месторождения это улучшение эффективности означает дополнительное количест 436324 во нефти примерно 1,0-1,2 млн м при времени добычи 10-15 лет.П р и м е р 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 обычной 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, причемиз раздела газ нефть осуществляется происходящее в умеренном темпе нагнетание воды. Нагнетание и добыча в -объеме пласта поддерживают равновесие. Для эффективности заводнения нужно закрывать(изолировать) эксплуатационнную сква" жину, как только концентрация этана в газе эксплуатационной скважины достигнет 507 содержания этана в нагнетаемом газе.Краевое (законтурное) нагнетаниегаза в случае единства отдельных областей должно заканчиваться послеотключения (изолирования) всех экс,плуатационных скважин и переноситься1 в прорезывающий ряд скважин. Как только нагнетенный в прорезывающий ряд 40 .скважин газ прорвется в каждую эксплуатационную скважину, начинается закачка воды или обработанной воды вскважины законтурного и/или прорезывающего ряда скважин и при этом сохра няется объемное равновесие нагнетания и добычи. Количество нагнетаемойводы составляет также здесь поровыйобъем 0,5. Объемная эффективность газификации(загазованность) в этом случае из-за происходящего также с края нагнетания газа благоприятнее, чем в случае приведенного 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.11 р и м е р З,Выбранное в качестве примера нефтяное месторождение имеет антиклинальную залежь с глубиной размещения 1720-1790 м.Находящаяся в месторождении нефть насьпцена, однако не. имеет ,никакой газовой шапки. Плотность нефтиопри 15 Си давлении 1 атм составляет 0,81 г/см . Начальный запас нефти составляет 8 млн м, начальное пластовое 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 расстояних ч 00 м. Запланированный конечный выход за счет площадного заводнения составляет ч 67 Вблизи содержащейся в нефтяном месторождении нефтеносной площади находится га.зопромысел, ежегодная добыча которого составляет 2 млрд м . Газы содержат в среднем 87 этана, кроме того, пропан и также бутан.Жидкие. целевые продукты и пропанбутан отделяются. Побочный продукт технологии переработки газа представляет собой головной газ колонны для отделения этана, который содержит до 337, этана и до 107 более тяжелых чем этак компонентов, благодаря частичной конденсации содержание этана можно повысить далее вплоть до 50 557. Содержащий 50-557 этана - тяжелые компоненты газ пригоден уже для осуществления предлагаемого способа.Осуществляемая с помощюь содержащего 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 повьппение выхода в случае использования третичного метода добычи нефти, Обогащенный благодаря частичной конденсации газ подается через газопровод в нефтяную залежь. Имеющегося в распоряжении количества чО млн м в год достаточнодля заполнения начальной нефтяной эалеЯи 2,5 млн м газом,Имеющий высокое содержание этанагаз наГнетается в средние. скважиныпятиточечного элемента. Нагнетаниегаза продолжается до тех пор, покасодержание этана в попутном газеэксплуатационных скважин не достигнет 507. содержания этана в нагнетаемомгазе, Нагнетание газа по-видимомупродолжается 3-ч года.После нагнетания газа осуществляется закачка воды или обработаннойводы. Нагнетаемая вода или обработанная вода составляет величину в 1,5раза большую порового объема.1 О Ожидаемое от осуществления предлагаемого способа повышение выхода составляет 10,1-127, что означает дополнительную добычу нефти О,8400.,9 б 0 млн м по сравнению с заводне нием в случае месторождения с даннымихарактеристиками.Преимущество изобретения заключается: в том что добыча нефти из месторождения может значительно повы шаться без требующихся затрат на капиталовложения и также можно добыватьколичество нефти в день, которое более нельзя было извлечь с помощью досих пор известных способов, 25 Сущность метода заключается втом что богатый этаном газ при температуре и под давлением пласта создает между пластами газовую Фазу, итем самым приводя в действие предла гаемый механизм вытеснения нефти. Газовая Фаза может быть обеспечена припропорции 2,5;1 этана.или компонента более тяжелого, чем этан, при темотемпературе около 303 К.Процентное содержание метана иэтана в газе влияет на значение критической температуры. Обеспечение такойпропорции необходимо с целью поддержания на низком уровне псевдокритической температуры по сравнению снагнетанием газа, богатого пропаноми тяжелыми компонентами, . Измерения показали, что с повыше 45нием насьпцения свободным газом повышается коэффициент извлечения при нагнетании воды до определенного значе"ния насьпцения свободным газом. Этозначение зависит от свойств породыи жицкости. Так, 307-ное газонасьпце 50ние, которое соответствует этому состоянию, если давление залежи на 107меньше, чем давление газонасыщения,наиболее эффективно повьппает извлечение,П р и м е р 4. Состав обогащенного этаном газа, производство которого возможно в промьппленнсм масштабе, следующий:1243632 СНиС,НСНпСцНюС,Н 58,34 30,00 6,09 0,74 0,75 0,04 Составитель И, ЛопаковаТехред Н.Боккало Корректор А. Тяско Редактор В. Иванова Тираж 548 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Заказ 3723/60 Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 СО, 1,6921,75П р и м е р 5 . Предпосылкой успешного использования предлагаемого способа является газовое состояние эакаченной среды. Критическая темпео ратура метана низка : 190, 8 Х, его присутствие в газе уменьшает псевдо- критическую температуру смеси. Температура некоторых нефтяных залежей низка (около 313 К), поэтому,определяют необходимую минимальную концентрацию 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 373 К или выше, псевдокритическая температура обогащенного этаном газа ниже температуры в пластах, если нагнетаемый газ с большим содержаниемэтана не содержит метана,Известно, что при молярном соотношении этан: пропан = 2,5;1 обеспечивается псевдокритическая температура 330 К.При более низкой температуре сточки зрения минимальной концентрацииметана неблагоприятным является тот10 случай, когда фракция,С содержитчистый пропан. В этом случае в отношении метана должно соблюдаться условие: молярновесовая концентрацияо18,5 лри температуре пластов 313 К.5 Соответствующий этому состав газаследующий, моль. "7,:18,50С 58,21з23,2920 Очевидно, что газ такого составалегко можно получать из большинстваприродных газов или иэ газов, сопровождающих н фть, и, таким образом,вытесняющее средство остается в газо.о25 вой фазе при температуре выше 313 Кнезависимо отдавления внефтяном пластеЕсли фракция С содержит болеетяжелые, чем пропан компоненты, томинимальная концентрация метана долж 30 на быть больше.