Способ вытеснения нефти из пласта

 

Сущность изобретения: в пласт через нагнетательную скважину циклически закачивают сухой нефтяной газ (СНГ), предварительно смешанный с пропан-бутановыми фракциями нефти (ПБФ), и воду, причем объем ПБФ и СНГ определяют из условия: Vr(1-Ki) Ка-Ю-Кз) Vx(0.05-0,2)VH, где KI - коэффициент предварительного насыщения ПБФ; К2 - коэффициент растворимости нефтяного газа в ПБФ, м3/м ; /ж - объем ПБФ в газожидкостной смеси, м3; Кз - коэффициент предварительного насыщения нефти в пласте газом; К« - коэффициент растворимости нефтяного газа в пластовой смеси, м3/м3; VH - поровый объем нефти, м3, 1 табл., 1 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/22

ГОСУДАРСТ8ЕННОЕ.ПАТЕНТНОЕ

8ЕДОМСТоО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСГВУ (21) 4839452/03 (22) 14.06.90 (46) 15.02.93, Бюл, М 6 (71) Томский научно-исследовательский и прдектный. институт нефтяной промышленности (72) Л. В. Пресс и А. Д, Чиркин (56) Харазий Н. И. и др., Периодическая закачка газа и воды под высоким давлением, В кн., Геология, разработка, физика и гидродинамика пласта нефтяных месторождений

Татарии. Бугульма, 1979, с. 144 — 151. (54) СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ . ПЛАСТА

Изобретение относится к добыче нефти, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных слабопроницаемых пластов гаэох идкостным воздействием.

Известен способ вытеснения нефти из пла та путем попеременной закачки в пласт ши оких фракций легких углеводородов (LU ЛУ) и воды.

Недостатком данного способа является маланя эффективность вытеснения .высоковязких нефтей из слабопроницаемых пластов, а также большие эксплуатационные затраты (80% затрат составляют подготовка и приобретение ШФЛУ), Наиболее близким по технической сущности является способ вытеснения нефти из плаСта путем циклической закачки в пласт . сухОго нефтяного газа и воды.

Недостатком этого способа является быстрый прорыв газа по неоднородным пластам в добывающие скважины и, как следст. Ж 1795091 А1 (57) Сущность изобретения: в пласт через нагнетательную скважину циклически закачивают сухой нефтяной газ (СНГ), предварительно смешанный с пропан-бутановыми фракциями нефти (ПБФ), и воду, причем объем ПБФ и СНГ определяют иэ условия:

Чг=((1 — К1) К2+(1 — КЭ) К4Чж, Чж=(0,05 — 0,2)V„, где К1 — коэффициент предварительного насыщения ПБФ; Kg — коэффициент растворимости нефтяного газа в ПБФ, м /м; Чж—

3 объем ПБФ в газожидкостной смеси, м; K3—

3, коэффициент предварительного насыщения нефти в пласте газом; К4 — коэффициент растворимости нефтяного газа в пластовой смеси, м /м; VH — поровый объем нефти, м, 3 3, э

1 табл., 1 ил; вие, резкое снижение дебитов скважин и охвата пластов вытеснением, сложность реализации, Целью изобретения является повышение нефтеотдачи неоднородных слабопроницаемых пластов, Указанная цель достигается тем, что в способе вытеснения нефти, включающем циклическую закачку в пласт через нагнетательную скважину сухого нефтяного газа и воды и отбор продукции через добывающую скважину. сухой нефтяной газ предварительно смешивают с пропан-бутановыми фракциями нефти, причем объемы пропанбутановых фракций нефти и сухого нефтяного газа определяют из условия, Чг=((1 — К1) К2+(1 — КЭ) K4) Чж, Чж=(0,05 — 0,2) Чн, где K> — коэффициент предварительного насыщения пропан-бутановых фракций нефти;

1795091

К2 — коэффициент растворимости нефтяного газа в пропан-бутановых фракциях, м /м;Ч вЂ” объем пропан-бутановых фракз з. ций в газожидкостной смеси, м; з.

Кз — коэффициент предварительного насыщения нефти в пласте газом;

K4 — коэффициент растворимости нефтяного.газа в пластовой нефти, м /м з з.

VH — поровый объем нефти, м . з

Коэффициенты растворимости Кг и Кд 10 .определяют по изотермам с учетом пластового давления.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в том, что смешивание сухого нефтяного газа на поверхности с пропан-бутановыми фракциями нефти позволяет уменьшить подвижность вытесняющего агента и тем самым уменьшить опасность прорыва газа в добывающие скважины. При этом отношение объемов вы- 20 тесняющего агента и пластовой жидкости уменьшается, и коэффициент вытеснения нефти из неоднородного пласта увеличивается, Соотношение объемов газа и пропанбутановых фракций жидких углеводородов 25 выбирают из условия, небольшого (3 — 5ь) перенасыщения газом этих фракций. Выбор пропан-бутановых фракций обусловлен также тем, что на практике именно они составляют основную часть потерь при хранении, подготовке и транспортировке (особенно в теплое время года), Кроме того, используя газожидкостную смесь в качестве вытесняющего агента, можно уменьшить давление на устье скважины. 35

На чертеже изображена блок-схема системы для реализации предлагаемого способа.

Система содержит установку стабилизации нефти (УСН) 1,соединенную с вакуум- 40 ным компрессором 2, выкид которого соединен с эжекторным устройством 3, соединенного с регулятором газа 4, На выходе эжекторного устройства 3 установлен зумпф (резервная герметичная емкость) 5 45 для насоса 6, соединенного со скважиной 7.

Емкость для сброса воды и газа 8 соединена с установкой стабилизации нефти 1 и установкой подготовки газа 9, связанной с регулятором подачи газа 4. 50

Предлагаемый способ вытеснения нефти из пласта реализуется следующим образом. С учетом расчетных формул и основных параметров нефтяной залежи определяют соотношение объемов сухого нефтяного га- 55 за (метана) и пропан-бутановых фракций

Сз — C4 и скорость их подачи в скважину. Пропан-бутановые фракции, выделяемые íà установке стабилизации нефти УСН 1. при помощи вакуумного компрессора 2, который переводит их в жидкое состояние, подают в эжекторное устройство 3. Нефтяной газ после очистки от воды и механических примесей на установке подготовки газа 9 поступает также на эжекторное устройство

3, на котором происходит смешивание его с пропан-бутановыми фракциями и образование газожидкостной смеси. Смесь поступает в герметичный зумпф 5, оттуда закачивается высоконапорным насосом 5 через ствол скважины 7 s пласт. Изменение соотношения газа и пропан-бутановых фракций и скорости их подачи осуществляется регулятором газа 4,и компрессором 2, Излишки газа попадают в байпасную линию или в газопровод (на чертеже не показаны).

После закачки в пласт расчетного обьема оторочки газожидкостной смеси ее вытесняют водой. Циклы повторяют до тех пор пока это целесообразно экономически.

Предварительные расчеты показывают (см. таблицу), что закачка газожидкостной смеси после предварительного выравнивания проницаемости пласта известными методами дает положительный эффект при

Чж=(0,05-0,2) VH. При этом нефтеотдача по сравнению со способом, когда в пласт циклически закачивается гаэ и вода, увеличивается на 5-10$, а опасность прорыва значительно уменьшается.

Пример. Расчет Чг и V, Пусть поровый объем нефти VH-100000 м и коэффициент риска,(коэффициент, стоящий перед Ч )

Kp=0,15, тогда Vx=.0,15х100000=15000 м .

Пусть пластовое давление Р л=29 МПа, К =0,01, Кз-К4, Тогда по изотерме растворимости газа в нефти (см. ранее укаэанный источник информации) IQ=K4=70-90 м /и .

Примем IQ=I4-80 м /мз. Тогда Чг=((1-0,01)

80+(1 — 0,9) 80) 15000= 1.3 106 (мз).

Таким образом, закачка в пласт смешанного с пропан-бутановыми фракциями сухого нефтяного. газа в объемах, определяемых по приведенным зависимостям, позволяет по сравнению с известными техническими решениями повысить нефтеотдачу неоднородных слабопроницаемых пластов.

1795091 г

Составитель Л. Пресс

Техред М.Моргентал

Редактор Т, Иванова

Корректор Н. Милюкова

Заказ 413 Тираж Подписное .

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Формула изобретения

Способ вытеснения нефти из пласта, включающий циклическую закачку в пласт червз нагнетательную скважину сухого нефтяного газа и воды и отбор продукции через добывающую скважину, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения нефтеотдачи неоднородных слабопроницаемых пластов, сухой нефтяной газ смешивают с пропан-бутановыми фракциями нефти.