Способ разработки массивных залежей нефти с трещиновато- пористо-кавернозными породами. Вытеснение нефти co2


Технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода (СО2) на Арланском нефтяном месторождении

 

В данной статье рассмотрен один из методов увеличения нефтеотдачи на нефтяных месторождениях находящихся на завершающейся стадии разработки. На примере Арланского месторождения описана технология вытеснения нефти раствором двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи. Перспективы применения данного метода весьма широкие. Так, расчеты по Е. В. Лозину, показали, что при реализации СО2 воздействия на Арланском нефтяном месторождении можно получить не менее 200 млн.т. дополнительной нефти. Проект при этом условии экономически рентабелен.

Ключевые слова: нефть, нефтеотдача, двуокись углерода, углеводород, месторождение, метод увеличения нефтеотдачи, коэффициент извлечения нефти, начальные извлекаемые запасы.

 

После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с различными улучшениями технологии (изменение направления потоков жидкости), или с повышением вытесняющих свойств воды (поверхностно-активные вещества, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30–70 % начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводнением слоев, линз, пропластков.

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода, которое практически полностью устраняет отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Этот метод относятся к числу наиболее высокопотенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщеность в зоне, охваченной рабочим агентом (СО2). Главное в применении этого метода — обеспечить высокий охват нефтяной залежи эффективным вытесняющим раствором (двуокисью углерода). Этот метод имеет принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значительно труднее извлекать, чем из незаводненных пластов [4].

В качестве примера внедрения технологии вытеснения нефти раствором двуокиси углерода (СО2) выбрано Арланское нефтяное месторождение.

Арланское месторождение в настоящее время вступило в завершающую стадию разработки. Из анализа фонда скважин Арланского месторождения следует, что значительное число скважин находится в бездействии, так как большинство остаточных запасов является трудноизвлекаемыми. На сегодня геолого-промысловая информация свидетельствует, что применение известных технологий методов увеличения нефтеотдачи достигла своего максимума. В связи с этим ожидать существенного прироста коэффициента извлечения нефти при выработанности запасов нефти на 90 % и обводненности скважин на 93 %, в процессе дальнейшего усовершенствования сегодняшних высокоэффективных технологий не следует [3].

Основным фактором, осложняющим добычу нефти на Арланском месторождении является излечение из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи. Также месторождение характеризуется многопластовостью, сложностью строения продуктивных пластов, изменчивостью коллекторских свойств, повышенной вязкостью и излечением из пластов огромного количества попутной воды, что приводит к удлинению сроков разработки и к более низкой нефтеотдачи. На темп роста обводненности продукции скважин оказывает влияние повышенная вязкость и проявление структурно-механических свойств пластовых нефтей [5].

Вследствие этого требуются методы, обеспечивающие коэффициент извлечения нефти на уровне коэффициента вытеснения. Это позволяет рассматривать Арланское месторождение как перспективный объект для применения технологии вытеснения нефти раствором двуокиси углерода [2].

Метод основан на том, что двуокись углерода, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение двуокиси углерода в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды, что создает возможности получения более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Объемное расширение нефтей зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. На объемное расширение нефти под воздействием двуокиси углерода влияет также содержание в ней легких углеводородов (С3-C7). Чем больше в нефти содержание легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение. Набухание нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема порового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего в добывающие скважины дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.

Даже при частичном насыщении нефти двуокисью углерода коэффициент вытеснения ее увеличивается на 6–10 % за счет повышения фазовой проницаемости для нефти, а следовательно, и конечную нефтеотдачу пластов [4].

В США процесс СО2 — воздействия реализован на многих месторождениях в пятнадцати штатах (по состоянию на 2006 год). Реализованы проекты с закачиванием двуокиси углерода из природных месторождений этого флюида и со строительством трудопроводов длиной до 2,0 тыс. км и более, по которым жидкая СО2 перекачивается от промышленных источников двуокиси углерода до нефтяных месторождений.

Показательным примером успешной и высокоэффективной реализации двуокиси углерода является нефтяное месторождение Вейбурн (Weyburn) в Канаде, по состоянию на 2006 год. На предыдущих этапах это месторождение с начальными извлекаемыми запасами — 160,0 млн.т. нефти эксплуатировалось системой вертикальных скважин, затем доразрабатывалось наклонно-направленными скважинами и горизонтальными скважинами, а на современной стадии с помощью воздействия двуокиси углерода.

Текущие результаты воздействия этого метода отображают приращения начальных извлекаемых запасов на 40–45 млн.т., что около 25 % первоначальных суммарных извлекаемых запасов. Для организации СО2 — воздействия потребовалось проложить трубопровод длиной около 2,0 тыс. км от предприятия, где синтезируется СО2 в штате Северная Дакота (США), через границу с Канадой до месторождения Weyburn. По трубопроводу ежесуточно прокачивается 2,7 млн.м3 в сутки жидкой СО2.

По данным БашНИПИнефти первый эксперимент по нагнетанию двуокиси углерода в нефтяной пласт в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1970–1980 годах, подтвердивший высокую нефтевытесняющую способность. За счет закачки в пласт СО2, по оценке БашНИПИнефти, дополнительно добыто 27,3 тыс.т. нефти, что соответствует увеличению нефтеотдачи на 15,6 % от его начальных запасов по сравнению с закачкой воды. На тонну закачанного СО2 дополнительно добыто 5,8 т. нефти. Такой эффект заметно выше. Полигонные испытания доказали возможность технического обеспечения процесса нагнетания и перекачки жидкой двуокиси углерода в промысловых условиях [3].

Экономическая эффективность применения СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов определяется исходя из его расходов на единицу объема нефти на устье нагнетательной скважины, т. е. удельной дополнительной добычи нефти, и цены на нефть.

Затраты на СО2 могут изменяться в широких пределах в зависимости от источника его получения.

Природный СО2 из залежей, расположенных вблизи нефтяных месторождений, будет наиболее дешевым. Природные скопления двуокиси углерода в нашей стране обнаружены только на Семивидовском месторождении (Западная Сибирь) и Астраханском. Он содержит до 20–30 % неактивных компонентов — метана, азота и др.

Наибольшие ресурсы искусственного СО2 дают электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. Из дымовых газов тепловой электростанции мощностью 250 МВт можно получить 2,5 млн. т. СО2 в год.

Заводы по получению искусственного углеводородного газа из угля выбрасывают как побочный продукт в 3–4 раза больше СО2, чем целевого продукта. Этот газ должен быть очищен, сжат и транспортирован к нефтяным месторождениям. По оценкам некоторых проектов, при дальности транспортировки до 800 км стоимость 1000 м3 СО2 будет составлять 35–40 дол. При такой стоимости СО2 и указанном удельном расходе его на добычу нефти 1 т. дополнительной нефти будет стоить примерно 30–80 дол. Даже при таких удельных затратах метод представляет промышленный интерес при современной цене на нефть.

Этот метод можно рассматривать как наиболее приоритетный метод увеличения нефтеотдачи пластов, при высокой вязкости нефти. Но в дальнейшем применение метода будет определяться в основном ресурсами природного СО2, так как потребности в нем примерно 1000–2000 м3 на тонну добычи нефти.

Перспективы применения СО2 на Арланском нефтяном месторождении для увеличения нефтеотдачи пластов довольно широкие. Так, расчеты по Е. В. Лозину, показали, что при реализации СО2 воздействия на рассматриваемом месторождении можно получить не менее 200 млн.т. дополнительной нефти. Проект при этом условии экономически рентабелен [3].

Потенциал Арланского месторождения, по мнению специалистов, далеко не исчерпан и может быть повышен за счет более эффективных решений по оптимизации процессов извлечения нефти.

Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, использование двуокиси углерода является наиболее универсальным и перспективным. Важным преимуществом метода заключается в возможности применения его в заводненных пластах и относительно простой реализации.

 

Литература:

 

  1. Зайнетдинов Э., Файзрахманов Р. Арлан — уникальное месторождение нефти, 2012.
  2. Ленченкова Л. Е. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами: автореф. дисс. … д.т.н Уфа: УГНТУ, 2002. 49 с.
  3. Лозин Е. В. Основные принципы разработки и перспективы доразработки крупных нефтяных месторождений Башкортостана. Уфа: ООО «БашНИПИнефть», 2012. 7 с.
  4. Нефтеотдачи заводненных пластов. Лекция — физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (от 05.02.2014).
  5. Яруллин К. С. Основы геологии нефти и газа. Уфа: БашГУ, 2001. 104 с.

moluch.ru

7.4 Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи

пластов

Углекислый газ, растворенный в воде или введенный и пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.

СО2 – бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плот­ность l,529). Критическая температура 31,05 0C, критическое давление - 7,38МПа критическая плотность - 468 кг/м3. При температуре 20 °С под давлением 5,85 МПа CO2 превращается в бес­цветную жидкость с плотностью

770 кг/м3. При сильном охлаж­дении CO2 застывает в белую снегообразную массу с плотно­стью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре

78,5 °С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма уг­лекислого газа в координатах давление—температура приве­дена на рисунке 7.2. Кривая 1 отделяет область газообразного состояния; 2 - жидкого и твердого; 3—твердого и газообразного. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз од­новременно. Для углекислого газа температура тройной точки tтр = - 56,4 0C, а давление p=0,50 МПа.

На рисунке 7.3 представлены линии равной плотности угле­кислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых усло­виях сопоставима с плотностью нефти.

На рисунке 7.4 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость СО2 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные по верхностного на­тяжения двуокиси углерода для некоторых значений темпе­ратур.

Температура, 0 C —52 0,0 +20 +25

Поверхностное натяжение σ, мН/м 16,54 4,62 1,37 0,59

В таблице 7.1 приведены данные, характеризующие свой­ства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).

Таблица 7.1 - Свойства углекислого газа в точках росы

(линия TC на рис 7.2)

Тсмпература,

0 С

Давление p, МПа

Плотность r, кг/м3

Коэффициент

Летучести, ν

жидкости

газа

20

5,73

778

193

0,178

21

5,86

767

202

0,174

22

6,0

755

211

0,170

23

6,14

742

221

0,167

24

6,29

729

231

0,163

25

6,44

714

242

0,160

26

6,58

697

256

0,156

27

6,74

679

272

0,152

28

6,89

657

291

0,148

29

7,05

630

312

0,145

30

7,21

593

340

0,142

31,05*

7,38

468

1

468

0,139

* Критическая точка.

Растворимость СО2 в воде с увеличением давления возрастает (рис. 7.5). Массовая доля его не превышает 6 %. С повышением температуры до 80 °С и минерализации воды, растворимость СО2 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=20 0С и p = 11,7 МПа вязкость карбонизированной поды составляет 1,21 мПа×с).

Растворимость воды и газообразной двуокиси углерода по­казана на рисунке 7.6. Для перехода от молярных долей к массовым на рисунке 7.7 дана диаграмма связи этих величин системы вода — двуокись углерода.

Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень лег­кими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6-7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью – нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов.

Рисунок 7.5 – Растворимость СО2 в воде в зависимости от давления и температуры (шифр кривых – давление насыщения воды двуокисью углерода) углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.)

Рисунок 7.6 – Растворимость воды в Рисунок 7.7 – Связь молярных и

газообразной двуокиси углерода массовых долей системы h3O–CO2

1 – доля CO2в жидкой фазе;

2 – доля h3Oв газовой фазе.

С уве­личением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

Для характеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафи­новых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содер­жащих значительные количества ароматических углеводородов.

Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле

Ф=3,73/r420 (2,72 + 0,48 r420 – 100/М), (7. 4)

гдe r420—отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°С и нормальном давлении; М — молекулярная масса дегазированной нефти.

На рисунке 7.8 приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости oт давления насыщения и температуры.

Рисунок 7.8 – Растворимость двуокиси углерода с характеристическим фактором Ф=11,7 в зависимости от давления и температуры

Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле

(7.5)

Здесь

Nф, N11.7 —молярные доли двуокиси углерода в нефти с харак­теристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t—пласто­вая температура, °С; р -давление насыщения нефти двуокисью углерода, МПа.

Так как для многих отечественных месторождений молеку­лярная масса нефти в справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить по формуле

, (7.6)

где m—безразмерная вязкость, численно равная вязкости де­газированной нефти в мПа×с в поверхностных условиях.

Для увеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в ка­честве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкивается карбонизирован­ной водой. По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4–5 % от объ­ема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает бо­лее чем на 50 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ – эффективное средство увеличе­ния нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников), в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24 – 71 0C.

По данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной водой с массовой долей С02 ( в растворе), равной 4– 5%. Однако по данным аме­риканских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой углекислого газа конечная нефтеотдача на 25– 30 % выше, чем при использовании карбонизированной воды.

Углекислый газ, растворяясь в нефти, уменьшает ее вяз­кость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ве­ют к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в СО2 (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей С02 с легкими углеводородами.

Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выдавливание. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти двуокисью углерода в зависимости от состава нефти мо­жет достигать десятков процентов. При этом возникают усло­вия смесимости нефти с двуокисью углерода, если в нефти со­держится достаточное количество легких углеводородов если пластовые давления и температура равны критическим значе­ниям образующихся в пористой среде смесей. На рисунке 7.9 представлена номограмма для определения условий смешива­ния различных нефтей с двуокисью углерода. На этом рисунке приведены значения критических давления смесей в зависимо­сти от пластовой температуры и молекулярной массы дегази­рованной нефти. При пластовом давлении, равном или превы­шающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, будет наблюдаться локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с двуокисью углерода. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае двуокись углерода оказывает благоприятное влия­ние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязко­сти нефти за счет растворения в ней СО2 и вследствие возра­стания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим уве­личением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рисунке 7.10 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость. Вязкость нефти (в мПа×с), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле

(7.7)

где мdt (q)— безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа×с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и d(q)—эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:

, (7.8)

' w so в

Рисунок 7.9 – Номограмма для определения критических давле­ний смесей двуокиси углерода с различными нефтями в за­висимости от температуры и молекулярной массы нефти (со­ставлена И. И. Дунюшкнным и А. Ю. Намиотом)

Рисунок 7.10 – Зависимость вязкости нефтей от давления насыщения их двуокисью углерода

На рисунке 7.11 приведены графики, характеризующие из­менение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (Мн/ρн).

О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьша­ются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).

Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу явля­ется также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в два раза (с 0,0075 мкм2 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с СО2.

Под воздействием СО2 повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы в сумме способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой.

Промышленные опыты по закачке в пласт СО2 дали обна­деживающие результаты.

Для совершенствования процесса необходимы дальнейшие исследования процесса, изменения физических и физико-хими­ческих свойств пластовой системы и закономерностей фазовых превращений углеводородов при введении углекислого газа в пласт различных залежей, вопросов борьбы с коррозией обо­рудования.

В заключение следует отметить, что углекислый газ в неф­тепромысловом деле применяется также для охлаждения за­боев скважин (используется СО2 в твердом виде) в целях по­вышения эффективности кислотных обработок. Холодная соля­ная кислота способна проникать в карбонатный пласт в уда­ленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление СО2 в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедле­ния скорости реакции.

Рисунок 7.11– Зависимость относительного объема нефти (отношения объемов нефти, насыщенной двуокисью углерода, и того же количества дегазирован­ной нефти) от молярной доли растворенной в ней двуокиси углерода

studfiles.net

вытеснение нефти углекислым газом (CO2)

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАзербайджанскийАймараАйнский языкАканАлбанскийАлтайскийАнглийскийАрабскийАрагонскийАрмянскийАрумынскийАстурийскийАфрикаансБагобоБаскскийБашкирскийБелорусскийБолгарскийБурятскийВаллийскийВарайскийВенгерскийВепсскийВерхнелужицкийВьетнамскийГаитянскийГреческийГрузинскийГуараниГэльскийДатскийДолганскийДревнерусский языкИвритИдишИнгушскийИндонезийскийИнупиакИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКарачаевскийКаталанскийКвеньяКечуаКиргизскийКитайскийКлингонскийКомиКорейскийКриКрымскотатарскийКумыкскийКурдскийКхмерскийЛатинскийЛатышскийЛингалаЛитовскийЛюксембургскийМайяМакедонскийМалайскийМаньчжурскийМаориМарийскийМикенскийМокшанскийМонгольскийНауатльНемецкийНидерландскийНогайскийНорвежскийОрокскийОсетинскийОсманскийПалиПапьяментоПенджабскийПерсидскийПольскийПортугальскийРумынский, МолдавскийРусскийСанскритСеверносаамскийСербскийСефардскийСилезскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТаджикскийТайскийТатарскийТвиТибетскийТофаларскийТувинскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеркесскийЧерокиЧеченскийЧешскийЧувашскийШайенскогоШведскийШорскийШумерскийЭвенкийскийЭльзасскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЮпийскийЯкутскийЯпонский

 

Все языкиАбхазскийАварскийАдыгейскийАзербайджанскийАймараАйнский языкАлбанскийАлтайскийАнглийскийАрабскийАрмянскийАфрикаансБаскскийБашкирскийБелорусскийБолгарскийВенгерскийВепсскийВодскийВьетнамскийГаитянскийГалисийскийГреческийГрузинскийДатскийДревнерусский языкИвритИдишИжорскийИнгушскийИндонезийскийИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКарачаевскийКаталанскийКвеньяКечуаКитайскийКлингонскийКорейскийКрымскотатарскийКумыкскийКурдскийКхмерскийЛатинскийЛатышскийЛингалаЛитовскийЛожбанМайяМакедонскийМалайскийМальтийскийМаориМарийскийМокшанскийМонгольскийНемецкийНидерландскийНорвежскийОсетинскийПалиПапьяментоПенджабскийПерсидскийПольскийПортугальскийПуштуРумынский, МолдавскийРусскийСербскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТаджикскийТайскийТамильскийТатарскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧаморроЧерокиЧеченскийЧешскийЧувашскийШведскийШорскийЭвенкийскийЭльзасскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЯкутскийЯпонский

technical_translator_dictionary.academic.ru

Способ разработки массивных залежей нефти с трещиновато- пористо-кавернозными породами

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Цель изобретения повышение нефтеотдачи. Месторождение разрабатывают поэтажно-поэтапным способом. В период отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, пробуренные на следующий этаж, через скважины, пробуренные на верхний этаж, закачивают вместе с нефтью углекислый газ (CO2). Закачка CO2 имеет длительный характер в течение всего периода эксплуатации второго этажа разработки, что обеспечивает полный охват остаточной нефти первого этажа воздействием CO2. В результате растворения в пластовой нефти CO2 в первом этапе разработки возрастает пластовое давление, увеличиваются объемный коэффициент пластовой нефти, ее газосодержание и давление насыщения и создаются условия для возобновления эксплуатации скважин первого этажа. После прекращения добычи и закачки CO2 переходят на разработку более нижнего этажа и одновременно закачивают CO2 через скважину, пробуренные на предыдущий этаж. Отбор пластовых флюидов производят через скважины, пробуренные на верхний этаж.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки массивных залежей нефти с высоким содержанием CO2, приуроченных к трещиновато-пористо-кавернозным породам, эксплуатация которых ведется при упругом режиме. Целью изобретения является повышение нефтеотдачи. В отличие от традиционной закачки CO2 в нефтяные пласты с целью повышения эффективности вытеснения нефти предлагаемый способ рассчитан не на вытеснение нефти, а на ее "набухание", достигаемое за счет высокой растворимости CO2 в нефти. CO2 в этом случае целесообразно закачивать в неразрабатываемую часть продуктивной толщи. Применительно к рассматриваемому типу месторождений CO2 целесообразно закачивать в какой-либо замкнутый элемент продуктивной толщи или в отдельный этаж разработки, в котором после эксплуатации на упругом режиме пластовое давление снижено до определенной величины. Целью закачки CO2 является частичное восстановление пластового давления и увеличение упругого запаса пластовой системы с тем, чтобы создалась возможность дополнительной эксплуатации данного элемента продуктивной толщи или этажа разработки на упругом режиме при снижении частично восстановленного пластового давления до расчетной величины. В этом случае CO2 имеет ряд преимуществ перед водой или углеводородным газом. Обладая значительно большей растворимостью, СO2 при одинаковом увеличении пластового давления обеспечивает в 2-2,5 раза большее увеличение объемного коэффициента нефти, чем углеродные газы. При этом, как показывают исследования, давление насыщения пластовой нефти растет значительно меньше, чем при закачке углеводородных газов. Это создает благоприятные предпосылки для получения дополнительной нефтеотдачи при упругом режиме, не снижая пластового давления ниже давления насыщения. Кроме того, CO2 при давлениях и температурах, характерных для рассматриваемых условий, обладает относительно большой плотностью, что позволяет закачивать CO2 обычными техническими средствами, в то время как закачка углеводородных газов потребовала бы специальных компрессоров. Месторождение предполагается разрабатывать поэтажно-поэтапным способом. При этом на первом этапе сетка добывающих скважин вскрывает верхнюю часть продуктивной толщи на глубину 300-600 м, образуя верхний, первый, этаж разработки. В процессе эксплуатации первого этажа на упругом режиме пластовое давление в нем равномерно снижается с 85,0 до 30,0 МПа (с 850 до 300 кг/см2), оставаясь при этом примерно на 5,0 МПа выше начального давления насыщения нефти газом. Из-за крайне низкой вертикальной пьезопроводности коллектора, обусловленной развитием горизонтальной трещиноватости, наличием прослоев плотных литологических разностей в сочетании с низкой блоковой проницаемостью кавернозно-поровой матрицы породы давление в нижележащей части продуктивной толщи снижается в этот период очень незначительно. После снижения пластового давления в первом этаже до 30,0 МПа его эксплуатацию прекращают. На втором этапе бурят новую сетку добывающих скважин на глубину до 900-1000 м от кровли продуктивной толщи и начинают разработку на упругом режиме второго этажа. Начиная с этого времени можно реализовать настоящее изобретение. Одновременно с эксплуатацией второго этажа добываемой вместе с нефтью CO2 закачивают через добывающие скважины первой сетки в верхний, первый, этаж разработки. Закачка CO2 продолжается все время эксплуатации второго этажа разработки, что обеспечивает достаточно полный охват остаточной нефти первого этажа воздействием CO2. В результате закачки и растворения в пластовой нефти CO2 в первом этаже разработки возрастает пластовое давление, увеличиваются объемный коэффициент пластовой нефти, содержание в ней газа и давление насыщения. Создаются условия для возобновления эксплуатации скважин первого этажа разработки на упругом режиме. Хотя диапазон снижения давления при вторичной разработке значительно меньше, чем при первичной разработке первого этажа (примерно Р 10,0 МПа против Р 60,0 МПа в начале), эта доразработка первого этажа обеспечивает получение дополнительной нефти за счет упругого режима, не ухудшая условий для дальнейшего перехода на режим растворенного газа или другие режимы. Одновременно с доразработкой на упругом режиме первого этажа начинают первичную разработку на упругом режиме третьего этажа, вскрываемого самостоятельной сеткой добывающих скважин, пробуренных на глубину до 1200-1500 м ниже кровли продуктивной толщи. Добываемый при этом вместе с нефтью из первого и третьего этажей CO2 закачивают через вторую сетку добывающих скважин во второй этаж разработки. Эта закачка продолжается до окончания первичной разработки на упругом режиме третьего этажа. Затем, используя благоприятные предпосылки, аналогичные тем, что были созданы в первом этаже, начинают вторичную эксплуатацию добывающих скважин второго этажа на упругом режиме. Добываемый при этом вместе с нефтью CO2 закачивают через скважины третьей сетки в третий этаж разработки. Аналогичная схема повторяется при необходимости выделить в продуктивной толще четвертый или следующий этаж разработки.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТО-КАВЕРНОЗНЫМИ ПОРОДАМИ по авт. св. N 1282593, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи, в период отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, пробуренные на следующий этаж, через скважины, пробуренные на верхний этаж, закачивают углекислый газ, а после прекращения добычи и закачки углекислого газа переходят на разработку более нижнего этажа с одновременной закачкой углекислого газа через скважины, пробурение на предыдущий этаж, и отбор пластовых флюидов через скажины, пробуренные на верхний этаж.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 30.12.1997

Номер и год публикации бюллетеня: 22-2001

Извещение опубликовано: 10.08.2001        

www.findpatent.ru

вытеснение нефти углекислым газом (co2) — с русского

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАзербайджанскийАймараАйнский языкАканАлбанскийАлтайскийАнглийскийАрабскийАрагонскийАрмянскийАрумынскийАстурийскийАфрикаансБагобоБаскскийБашкирскийБелорусскийБолгарскийБурятскийВаллийскийВарайскийВенгерскийВепсскийВерхнелужицкийВьетнамскийГаитянскийГреческийГрузинскийГуараниГэльскийДатскийДолганскийДревнерусский языкИвритИдишИнгушскийИндонезийскийИнупиакИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКарачаевскийКаталанскийКвеньяКечуаКиргизскийКитайскийКлингонскийКомиКорейскийКриКрымскотатарскийКумыкскийКурдскийКхмерскийЛатинскийЛатышскийЛингалаЛитовскийЛюксембургскийМайяМакедонскийМалайскийМаньчжурскийМаориМарийскийМикенскийМокшанскийМонгольскийНауатльНемецкийНидерландскийНогайскийНорвежскийОрокскийОсетинскийОсманскийПалиПапьяментоПенджабскийПерсидскийПольскийПортугальскийРумынский, МолдавскийРусскийСанскритСеверносаамскийСербскийСефардскийСилезскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТаджикскийТайскийТатарскийТвиТибетскийТофаларскийТувинскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеркесскийЧерокиЧеченскийЧешскийЧувашскийШайенскогоШведскийШорскийШумерскийЭвенкийскийЭльзасскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЮпийскийЯкутскийЯпонский

 

Все языкиАварскийАдыгейскийАзербайджанскийАйнский языкАлтайскийАнглийскийАрабскийАрмянскийБаскскийБашкирскийБелорусскийВенгерскийВепсскийВодскийГреческийДатскийИвритИдишИжорскийИнгушскийИндонезийскийИсландскийИспанскийИтальянскийКазахскийКарачаевскийКитайскийКорейскийКрымскотатарскийКумыкскийЛатинскийЛатышскийЛитовскийМарийскийМокшанскийМонгольскийНемецкийНидерландскийНорвежскийОсетинскийПерсидскийПольскийПортугальскийРусскийСловацкийСловенскийСуахилиТаджикскийТайскийТатарскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрумскийФинскийФранцузскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеченскийЧешскийЧувашскийШведскийШорскийЭвенкийскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЯкутскийЯпонский

translate.academic.ru