Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Соеетсмнк

Социалистнческив

Реслублнк

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ С ЖИТЕЛЬСТВУ (1)800342 (61) Дополнительное к авт. свид-ву (22) Заявлено 200378 (1) 2605687/22-03 (51)М. Кл 3

Е 21 В 43/22 с присоединением заявки ¹ (23) Приоритет—

Государственный комнтет

СССР но делам нзобретеннй н открытн Й

Опубликовано 300181. бюллетень Й9 4

Дата опубликования описания 30.0 1.81 (53) УДК 622. 276. 4 (088. 8) (72) Авторы изобретения

М,Н.Галлямов, Л.A Êîâàëåâà и Г.А;Халиков, М

Башкирский государственный универ им 40-летия Октября (71) Заявитель (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯЧОЯ

ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений.

В практике разработки нефтяных месторождений широко применяется закачка газа для создания как несмешивакицегося, так и смешивающегося вытеснения нефти.

Для создания смешивающегося вытеснения нефти газом используют либо газы, обогащенные промежуточными компонентами (С -Сь), либо нагнетают сухой газ под высоким давлением (до

350 атм и выше). В обоих случаях эакучка газа связана с большими затратйми и сооружением дополнительных коммуникаций (мощных компрессоров для закачки газа под большим давлением, обогатительных сооружений и др). Поэтому эти способы часто оказываются экономически невыгодными, тогда как известно, что осуществление смешивающегося вытеснения нефтипозволяет намного повысить коэффициент нефтеотдачи.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в том, что с целью увеличения суммарной нефтеотдачи в контур нефтекосности нагнетают газ под высоким давлением, достаточным для растворения его в нефти данного пласта, одновременно с этим в законтурную часть пласта нагнетают воду, а в газовую шапку — газ (13 .

Однако широкому практическому внедрению данного способа в практику разработки нефтяных месторождений препятствуют значительные технологические трудности его осуществления и большие капитальные затраты, связанные с сооружением компрессорных станций для закачки газа под

15 высоким давлением. Кроме того, для достижения значительного уменьшения вязкости нефти необходимы большие объемы газа.

Известен способ разработки нефтя20 ной залежи, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем последовательной закачки в контур нефтеносности пласта газа и воды с созданием в пласте давления смешиваемостн пластовой нефти и закачнваемого газа (2).

Недостатком способа являются высокие энергозатраты.

Цель изобретения — снижение энерЗО гозатрат.

800342 доставленная цель достигается тем, что давление смешиваемости создают в процессе закачки воды.

Способ осуществляют следующим образом,.;

В пласт эакачивают газ под давлением лишь немного выше пластового, в объеме, достаточном для предотвращения прорывов воды в нефтяную область. После прекращения закачки газа приступают к закачке воды вслед за газом или в эаконтурную часть залежи. Воду нагнетают под высоким давлением для создания в пласте условий для смешивающегося вытеснения нефти газом, т.е. давление нагнетания воды выбирают таким образом, чтобы давление в пласте н области гаэонефтяного контакта превышало давление смешиваемости пластовой нефти и эакачиваемого газа

П р и M е р. Проводят закачку газа, а затем воды в нефтяной пласт, мощностью h 20, 7 м, средней проницаемостью К 43 мЦ, пористостью m 6,53, Ширина пласта а 15 м, длина Ь 200 м, глубина залегания 1150 м. Начальное пластовое давление Р, 114 кг/см

2 вязкость нефти в пластовых условиях

6,4 сП. Вначале в пласт эакачинают попутный газ вязкостью 0,015 сП под давлением 120-125 кг/см . Необходий мый объем закачиваемого газа выбирают из расчета сохранения к концу процесса в созданной отсрочке газа участка со 100%-ной концентрацией газа,длиной х 1-2 м, по формуле

Чр = x +Р/2) ahm, где 1 = 2,071 Р1 — длина зоны смеси, образующейся на контакте нефть-гаэ в процессе смешивающегося вытеснения;

Р - коэффициент диффузии, принятый равным 2 ° 10 см9/с. Минимальный объем газа составляет 191,7-211,9 .м или 4, 75-5, 35 Ъ порогового объема пласта. С учетом потерь газа на фронте вытеснения его водой и неоднородностч пласта минимальный объем газа равен 10% порогового объема пласта, что составляет 403,6 м . Минимальное давление смесимости при вытеснении нефти газом огределяют с учетом состава компонентов С2 6 в нагнетаемом газе (5" Ъ), содержанием (мол. вес) с(статка Сбя в вытесняющей нефти

4236) и температурой пласта (32oC) .

С использованием корреляционных графиков. определено, что смешивающее вытеснение нефти газом возможно при давлении 85-90 KI /cM и выше. Иэ-за потерь конденсата при транспортировке попутного газа и закачке его в нагнетательные скважины давление смешиваемости возрастает. Поэтому минимальное давление смешиваемости (P ) прин ято равным 130 кг/см

Давление нагнетания воды Р„выбирают таким образом, чтобы до конца процесса вытеснения, времени подхо5 !

О

3S

65 да газ оной оторочки к э кс плуатаиионной скважине, давление н этой оторочке было равным принятому давлению смешиваемости Ром . Давление составляет Р, 254 кг/см .

Таким образом, использование предлагаемого способа закачки в пласт попутного газа под давлением 120125 кг/см в объеме 403,6 мР, а затем воды под давлением 254 кг/см позволяет осуществить смешивающееся нытеснение нефти газом.

Для сравнения предлагаемого способа, включающего закачку газа при давлении ниже давления смешиваемости нагнетаемого газа и пластоной нефти с последующей з акач кой воды под высоким давлением так, чтобы давление в области газонефтяного контакта превышало давление смешиваемости закачанного газа и вытесняемой нефти, Ъ с известным способом закачки (закачки и газа, и воды под высоким давлением), проведена серия лабораторных экспериментов, моделирующих указанные способы.

Эксперименты проводили как на однородной (несцементированный песок), так и на неоднородной (куски естественного керна различной проницаемости, уплотненные засыпкой из песка) моделях пласта. Для создания обеих моделей использовался кернодержатель длиной 780 мм и внутренним диаметром

28 мм. Предварительными экспериментами определяли среднюю пористость и проницаемость моделей, равные соответственно 22Ъ Й 0,25 Д для однородной модели и 28% и 0,33 Д для неоднородной. В качестве вытесняемого и вытесняющего агентов испольэовали пластовую дегазированную печь Ново-Узабашевского месторождения, попутный газ Сергеевского месторождения SACCP и водопроводную воду. Необходимое давление смешиваемости с учетом состава нефти (М в, =

=236) и газа (Ме,=46, Сд, =55), а также температуры проведения экспериментов (23 С) определяли по известной методике и было равным 97 атм.

В связи с тем, что на практике давление нагнетания газа по известному способу выбирают большим, чем давление смешиваемости, с учетом возможных потерь конденсата при закачке попутного газа н нагнетательные скважины, закачку газа в лабораторных условиях проводят под давлением 110 атм.

Для соблюдения псдобия перепад давления в каждом опыте поддерживают 1-1,5 атм. После закачки газа проводят нагнетание воды под давлением

110 атм и выше до тех пор, пока коэффициент нефтеотдачи существенно не увеличится.

Основные результаты экспериментов приведены в таблице.

800342

Способ 1Давление

1 раэра- 1смешивае-! ботки 1мости, атм

1Давление

1эакачки газа, атм

Конечная нефтеотдача

Объем закачанного гаОднород ная моНеоднородная модель дель за,единица порового объема модели

Известный

110

0,07

0,91

О, 805

Предлагаемый

90

0,07

0 9l

0,86

Составитель A.Çâåýäèíà

Редактор Е.Дичинская Техред И. Асталош

Корректор С.Шекмар

Заказ 10345/33 Тираж 638 Под пи сн ое

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

1 1 30 35, Москва, Ж-35, Раушская наб., д, 4/5

Филиал ППП Патент, г.ужгород, ул,Проектная, 4

Из данных таблицы видно, что в случае неоднородной модели пласта нефтеотдача по предлагаемому спосо бу увеличивается на 5,53 по сравнению с известным, а в случае однородной модели не уменьшается.

Использование предлагаемого способа разработки обеспечивает по сравнению с известным возможность осуществления смешивающегося вытеснения нефти газом с минимальными затратами, так как нет необходимости в специальных компрессорах высокого давления для закачки газа, а нагнетание воды под высоким давлением не представляет технических трудностей.

В качестве нагнетаемого газа может быть использован, например попутный гаэ данного месторождения, о который в начале разработки обычно сжигаетс я, 25 Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти иэ пласта путем последовательной закачки в контур нефтеносности пласта газа и воды, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью снижения энергозатрат, давление смешиваемости создают в процессе закачки воды.

Источники информации, принятые во внимание при .экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

9 91938, кл. E 21 В 43/00, 1954.

2. Смит P. Технология вторичных методов добычи нефти. М., Недра, 40 1971, с.209-224.