Способ эксплуатации подземного газохранилища в истощенном нефтегазоконденсатном пласте
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации подземных газохранилищ на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Цель - увеличение степени извлечения жидких углеводородов и снижение эксплуатационных затрат. Истощенное месторождение нефти состоит из нефтяной зоны в приподошвенной зоне 5 пласта и газовой шапки в прикровельной зоне 2. Закачку и отбор газа производят через скважины зоны 2 в газовой шапке. В период закачки вследствие повышения давления возрастает взаимная растворимость газа и нефти. Нефть скапливается в приподошвенной части. Отбор нефти производят через скважины зоны 5. Для обеспечения притока нефти к скважинам зоны 5 из застойных зон на крыльях структуры в погруженной зоне 8 и компенсации буферного объекта при отборе жидких углеводородов отбираемый объем буферных флюидов заменяют углеводородной смесью метанного ряда с молекулярной массой 17 - 60 кг/кмоль. 1 ил.
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для эксплуатации подземных газохранилищ на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Цель изобретения - повышение эффективности эксплуатации за счет увеличения степени извлечения жидких углеводородов и снижения эксплуатационных затрат. На чертеже изображено подземное газохранилище в истощенном нефтяном месторождении массивного типа, вертикальный разрез. На чертеже показаны скважины 1, вскрытые на прикровельную зону 2 сводовой части пласта, скважины 3 и 4, вскрытые на приподошвенную зону 5 погруженной части пласта, и скважины 6 и 7 погруженной части пласта 8. Истощенное месторождение нефти массивного типа представляет собой нефтегазовую залежь, состоящую из нефтяной зоны, расположенной в приподошвенной зоне 5 пласта, и газовой шапки, расположенной в прикровельной зоне 2 пласта, газ которой представляет собой газ дифференциального разгазирования нефти, образовавшейся в пласте в ходе разработки нефтяного месторождения на режиме истощения. Нефтяная зона и газовая шапка образуются в ходе гравитационного разделения нефти и газа. В зоне 5 нефтенасыщенность и давление возрастают от кровли к подошве пласта, а границу, разделяющую прикровельную 2 и приподошвенную 5 зоны пласта определяют по средним значениям нефтенасыщенности и давлению. Минимальное давление в газохранилище, определяемое объемом буферных флюидов, характеризует подготовку к закачке (отбору) активного газа. Буферные флюиды представляют собой пластовую нефть, газ газовой шапки и природный газ, дополнительно закачанный в газохранилище для обеспечения минимально необходимого давления. Закачку и отбор газа производят через скважины зоны 2, в газовой шапке месторождения. В период закачки активного газа в хранилище возрастает давление и к концу закачки достигает максимума. При этом возрастает взаимная растворимость газа и нефти. Нефть, ставшая более подвижной, скапливается в приподошвенной зоне пласта. В процессе закачки легкие фракции нефти растворяются в нагнетаемом газе. Обогащенный газ оттесняется к приподошвенной зоне 5 пласта. Отбор жидких углеводородов (нефти) производится через скважины зоны 5. В период закачки газа приток жидких углеводородов к нефтяным скважинам зоны 5 осуществляется под действием градиента давления, направленного сверху вниз. В период отбора газа при снижении давления в хранилище приток жидких углеводородов - нефти к скважинам зоны 5 происходит за счет разгазирования нефти, ранее насыщенной газом. Для обеспечения притока жидких углеводородов к скважинам зоны 5 из застойных зон, расположенных на крыльях структуры в погруженной зоне 8 пласта, и компенсации буферного объекта при отборе жидких углеводородов отбираемый объем буферных флюидов заменяют дополнительным флюидом, в качестве которого закачивают в пласт 8 (его погруженную часть) через скважины 6 и 7 углеводородную смесь метанного ряда с молекулярной массой 17-60 кг/кмоль. Углеводородная смесь с массой 17 кг/кмоль соответствует смеси, состоящей практически из метана с небольшими добавками (природный газ), а молекулярная масса смеси, равная 60 кг/кмоль, соответствует широкой фракции углеводородов, которую получают на газоперерабатывающих заводах. Используют любые смеси как однофазные (газ или жидкость), так и двухфазные газожидкостные смеси. Закачка дополнительного флюида приведет к вытеснению нефти из периферийных зон в зону действия скважин 3 и 4.
Формула изобретения
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОХРАНИЛИЩА В ИСТОЩЕННОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПЛАСТЕ, включающий закачку и отбор газа через скважины в сводовую часть пласта, отбор буферного флюида - жидких углеводородов из погруженной части пласта и одновременную с отбором буферного флюида закачку дополнительного флюида в погруженную часть пласта, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности эксплуатации газохранилища за счет увеличения степени извлечения жидких углеводородов и снижения эксплуатационных затрат, закачку и отбор газа производят из прикровельной зоны сводовой части пласта, отбор буферного флюида - из приподошвенной зоны погруженной части пласта, а в качестве дополнительного флюида закачивают смесь углеводородов метанового ряда с молекулярной массой 17 - 60 кг/моль, при этом скважины для отбора буферного флюида располагают между скважинами для закачки и отбора газа и закачки дополнительного флюида.РИСУНКИ
Рисунок 1MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 15.04.2007
Извещение опубликовано: 27.02.2008 БИ: 06/2008
