книги из ГПНТБ / Муравьев, Виталий Михайлович. Новые методы вытеснения нефти из пластов

Нагнетательные скважины оборудованы специальным счетчиком, позволяющим замерять и регулировать количе­ ство нагнетаемого пропана. Если в скважину нельзя закачать требуемое количество пропана при давлении 118,5 ат, предусмотрено повышение давления до 210 ат при помощи

передвижного насоса, смонтированного на тележке. Газ для

последующей закачки предполагается брать из месторожде­

в столь больших объемах позволят в ближайшее время сде­ лать более обобщенные выводы об эффективности этого ме­ тода в условиях реального месторождения.

Фирма Battrem Petroleum Corp. [17] планирует провести

закачку сжиженных газов (до закачки воды) на месторож­ дении Кэмп Хилл площадью 264 га, расположенном в штате

Техас. Проектом намечается через две нагнетательные сква­ жины закачать 1600 ж3 сжиженного нефтяного газа (70% бутана и 30% пропана) со скоростью около 50 мЧсутки, при­ чем за сжиженным нефтяным газом будет следовать вода.

Фирма рассчитывает за счет применения нового метода закачки сжиженного нефтяного газа и заводнения добывать

1400 м3!сутки нефти с опытного участка площадью 4 га. Фирма Sunray [18], разрабатывающая верхние миоцено­

вые горизонты на месторождении Ньюхолл — Потреро, рас­ положенном к северу от Лос-Анжелоса, проводит экспери­ ментальную закачку 65,0 л/3/сутки жидкого пропана через одну скважину.

Наряду с увеличением добычи нефти, фирма Sunray стре­ мится положительно решить вопросы подземного хранения сжиженного нефтяного газа.

Фирма Atlantic составила проект опытного нагнетения жидкого пропана на месторождении Слотер (Западный Техас).

Фирма рассчитывает через три нагнетательные скважины закачать 40,0 тыс. лг3 пропана, который будет продвигаться в течение 2—3 лет закачкой газа в объеме 96,0 млн. л«3. В заключение в пласт будет закачиваться вода в количестве 950 м?/сутки, которая должна значительно улучшить степень подвижности потока по сравнению с закачкой одного газа.

На рис. 4 схематически показано, как будет протекать этот процесс.

Фирма Atlantic считает, что после закачки пропана одно­ временное нагнетание воды и газа дает возможность увели­ чить нефтеотдачу с 20 до 62% и дополнительно добыть свы­ ше 2,5 млн. л<3 нефти.

Сейчас преждевременно делать какие-либо окончательные выводы об экономической эффективности этого измененного

- 19 -

варианта вытеснения нефти, хотя многие американские спе­ циалисты считают, что вода при закачке ее в .пласт, в силу большей подвижности, будет омывать большую поверхность, а следовательно, и увеличивать нефтеотдачу пласта. В бли­ жайшее время, по опубликованным данным [1], ряд амери­ канских фирм, как, например, Sunray в Нью Мексике, City Service в Техасе, Continental в Оклахоме и другие также

приступают к практическим работам по закачке сжиженных нефтяных газов в пласты.

Глинистый пропласток.

Рис. 4. Схемт процесса закачки в пласт сжижелного газа

В Советском Союзе закачка в пласт сжиженных нефтя­ ных газов не производилась. Экспериментальные работы в этой области проводились лабораторией физики пласта института ВНИИнефть [19]. В результате экспериментов было определено, какое количество дополнительной нефти может

быть извлечено из пласта при помощи закачки тяжелых угле­ водородных газов после вытеснения нефти водой.

Проведенные экспериментальные работы позволили сде­ лать вывод, что если пласты полностью обводнены, сжижен­ ный газ вытесняет нефть и не вытесняет воду, причем про­ ницаемость коллектора мало влияет на конечную нефтеотда­ чу. Надо полагать, что дальнейшие лабораторные и промыс­ ловые исследования помогут разработать не только теорию этого процесса, но и всесторонне оценить эффективность

закачки сжиженных нефтяных газов с точки зрения их экономики.

Закачка газа под высоким давлением. Сущность этого

метола вытеснения заключается в том, что в пласт при вы­ соком давлении, превышающем 200 атм, в больших объемах

закачивается сухой газ. Между газом и находящейся в пласте нефтью происходит обмен углеводородными компонентами, вследствие чего исчезает граница между фазами и меняются свойства обеих фаз.

- 20 —

димыми Кохом [20], Слободом и другими исследователями, установлен ряд отрицательных факторов, ограничивающих

применение этого способа вытеснения; основные из них сле­ дующие:

1.Процесс закачки газа при давлениях выше 200 ат при­ меним лишь для глубоко залегающих пластов с высоким

пластовым давлением.

2.Эффективность процесса зависит от состава пластовой

жидкости.

Пластовая нефть должна содержать более 30 мол. %

углеводородов С2—-Сб- Для таких нефтей установлено, что давление, при кото­

ром на границе нефть — газ происходит смешение, колеблет­ ся в пределах 238—366 ат.

Как показали лабораторные опыты, вытеснение нефти с удельным весом больше 0,822 при помощи газа высокого дав­

только в тех случаях, когда пластовые нефти содержат в се­

бе высокие концентрации промежуточных компонентов.

3. Основное условие успешного осуществления процесса закачки газа под высоким давлением — это необходимость

недонасыщенности нефти газом. В этом случае газ будет растворяться в нефти, а промежуточные компоненты накап­ ливаться на границе раздела газа и пластовой нефти в ко­ личестве, достаточном для того, чтобы обогащенный газ

смешался с нефтью. Таким образом, на границе контакта

газ — нефть происходит вытеснение нефти смешивающимся с ней флюидом.

Состав нагнетаемого газа мало влияет на условия пере­ хода газа и нефти в однофазное состояние. Так, установле­ но, что газ из газолиновой установки, содержащий 85% ме­

тана и 15% этана, по эффективности аналогичен газу из се­

паратора с содержанием 70% метана и 30% тяжелых ком­ понентов.

Температура пласта оказывает небольшое влияние на

процесс перехода нефти и газа в однофазное состояние. Ла­ бораторные опыты подтвердили, что с повышением темпера­ туры тяжелые компоненты нефти легче переходят в газ. Одна­ ко, учитывая небольшой интервал изменения температуры для реальных нефтяных месторождений, можно сказать,

что практического значения указанный фактор не имеет. Первой начала применять метод закачки газа под высо­

ким давлением фирЛга Atlantic [15]. Компания применяет этот метод на месторождении Блок 31 в девонских пластах

Западного Техаса на площади в 2400 га. Газ нагнетается в пласт через 15 скважин. С июня 1949 г. на этом месторожде­

нии закачивается свыше 1,0 млн. ж3 газа в сутки при давле­

- 22 —

ниях выше 280 ат. Газ под высоким давлением извлекает из остаточной нефти легкие компоненты и после насыщения, растворяясь в пластовой нефти, понижает ее вязкость.

Врезультате этого разбухшая нефть проталкивает нефть

кэксплуатационным скважинам. Признаков проскальзыва­

ния или прорыва газа не наблюдалось. Суточная добыча

нефти из пласта среднего девона, в который закачивается газ, увеличилась с 710 до 2440 м3.

Фирма Atlantic сообщила, что из девонского пласта она уже дополнительно добыла 10% нефти от общих запасов, что соответствует 1/3 ожидаемой добычи нефти при обычной разработке. Общая мощность установки для нагнетания газа

доведена до 9500 л. с.

Аналогичные работы эта фирма начала проводить в 1956 г. на месторождении Нил в Луизиане. Месторождение Нил представляет собой антиклинальную складку и эксплуа­ тируется при режиме растворенного газа. Продуктивный песчаник залегает на глубине 3172 м. В настоящее время на этой площади в три нагнетательные скважины закачивается до 85 тыс. м3 сухого газа в сутки. Давление нагнетания на забое поддерживается в пределах 371 ат, чтобы восстановить

на месторождении Хедли в Западном Техасе в девонский пласт, залегающий на глубине 3596 м. Для производства этих работ установлены компрессоры на давление до 525 ат.

Закачка газа осуществляется в три скважины в объеме до

56,0 тыс. м31сутки. Процесс закачки газа намечается осу­

ществить в течение 4—5 лет и за счет этого дополнительно добыть из девонского пласта до 11 млн. м3 нефти.

Фирма Atlantic [15] считает, что от 10 до 15% нефтяных залежей в США имеют такую глубину залегания, при кото­ рой этот метод возможно применять. По мнению фирмы, этот процесс можно применить более чем к 5% запасов неф­

ти, имеющихся в США.

В последнее время Кох и Хетчисон [21], используя резуль­ таты исследований в области вытеснения нефти различными

растворителями, пришли к интересному выводу о возмож­ ности замены углеводородного газа, закачиваемого в пласт под высоким давлением, менее дорогостоящим дымовым

газом.

Идея этого метода в основном базировалась на результа­ тах предыдущих опытов, которыми было установлено, что состав нагнетаемого газа мало влияет на условия перехода газа и нефти в однофазное состояние.

С этой целью был поставлен ряд лабораторных работ, в

которых при вытеснении нефти вместо дымового газа, содер­ жащего 12% СОг и 88% N2, применялся азот.

Одновременно были проведены опыты и по вытеснению нефти истощенным газом (85% С и 15% СОг).

Результаты этих опытов показали, что смесь азота с относительно небольшим содержанием углеводородного га­

за может снизить значение критического давления. Так, для чистого азота критическое давление равно 270 ат. При до­

бавке к углеводородному газу 15% азота критическое давле­ ние снижается до 259 ат.

Дальнейшими экспериментами удалось установить, что замена природного газа дымовым заметно снижает потреб­

ность в нагнетаемом газе. При 210 «г и при 66° это уменьше­ ние в потребности газа составляет примерно 18%.

Кох и Хетчисон отмечают, что так как дымовой газ при

пластовой температуре и давлении растворим с углеводород­ ным газом, его целесообразно использовать для заполнения пор пласта после закачки оторочки из истощенного газа.

Наряду с этим они высказывают предположение и о возможности закачки дымового газа вслед за оторочкой рас­ творителя, созданного из жирных газов.

Однако эти исследователи считают, что фазовые зависи­

мости системы «дымовой газ — оторочка из растворителя» менее благоприятны для процесса по сравнению с системой,

содержащей углеводородный газ. Это обстоятельство, по их мнению, потребует создания большой оторочки.

Закачка в пласт жирного газа для перевода пластрвой нефти в газоконденсатное состояние. Чтобы извлечь из плас­ та нефть путем ее перевода в газоконденсатное состояние, в пласт закачивается жирный газ, примерно имеющий сле­ дующий состав (по данным Слобода) [1]: метана—50%,

этана, пропана и бутана—50%.

Благодаря контакту закачиваемого газа с пластовой нефтью часть жидких углеводородов переходит в газ подобно тому, как это происходит при процессе закачки газа высо­

няя ее, как это происходит при обычной закачке газа.

2. Вытесняемая нефть недонасыщена газом, поэтому газ, содержащий большое количество компонентов метана, растворяется в нефти.

3.Свежие порции газа контактируют с этой обогащенной

нефтью. Происходит дальнейшее обогащение нефти за счет растворения в ней метана.

4.При определенном давлении и составе закачиваемого газа происходит смешение вытесняемой нефти с закачи­

ваемым газом.

5. Перемещаемая нефть образует вблизи фронта вытес­ нения оторочку из смешивающихся с нефтью флюидов.

— 24 —

6. Вещества, входящие в эту оторочку, вытесняют нефть ■так же, как смешивающиеся с ней флюиды, и, в свою оче­ редь, сами перемещаются обогащенным газом.

Анализируя данные опытов по переводу нефти в конден­ сатное состояние и закачки сухого газа под. высоким давле­ нием, Слобод приводит основные различия между указанны­

ми процессами.

1. При переводе нефти в газоконденсатное состояние вы­ тесняемая нефть обогащается газом до тех пор, пока не ста­

нет смешиваемой с обогащенным газом. В конечном итоге создается механизм вытеснения смешивающихся друг с другом флюидов.

2. Если сухой газ закачивается под высоким давлением,

оставленная позади фронта вытеснения нефть остается не­ подвижной. В этом случае уже нефть отдает углеводород­

ные компоненты сухому газу, который насыщается ими до такого предела, пока не станет смешиваться с первона­ чальной пластовой нефтью. Таким образом, возникает про­ цесс вытеснения первоначальной пластовой нефти смешива­ ющимся с ней обогащенным газом.

Слобод считает, что процесс вытеснения нефти, переве­ денной в конденсатное состояние, сходен с процессом закач­ ки сжиженных нефтяных газов. Однако в первом случае нефтяные газы закачиваются в пласт в виде газового рас­ твора, а во втором — в пласт вводится определенная порция сжиженных газов в виде жидкостного раствора.

Объяснение механизма этого процесса дано в работе Кларка, Шульца и Ширина [22]. Чтобы описать процесс, они использовали треугольные диаграммы фазового состояния углеводородных систем, благодаря которым были выяснены детальные различия между процессом перевода нефти в га­ зоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением.

; На, рис. 6 представлена диаграмма физического состоя­ ния трехкомпонентной углеводородной системы при задан­ ных температуре и давлении.

Здесь многокомпонентная пластовая система произволь­

фаз. Эта кривая представляет собой геометрическое место точек состава систем, имеющих при заданной температуре определенное давление насыщения. Нижний участок кривой показывает составы систем, находящихся в состоянии паро­ образования; верхний участок кривой иллюстрирует состав систем, находящихся в состоянии конденсации. Точка 8 ха­

— 25 —

рактеризует состав критической смеси при заданной темпе­ ратуре и давлении. Связывающая линия представляет собой

границу, характеризующую критическую смесь при задан­ ных температуре и давлении.

ЮО%

С,

Рис. 6. Треугольная диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении:

1— кривая раздела фаз; 2— связывающая линия; 5— двухфазная область; 4— кривая насыщенной жидкости; 5— газ; 6— нефть;

7—• кривая насыщенного пара; 8— критическая точка;9— критические составы, смешивающиеся с нефтью; 10— критические составы, смешивающиеся с газом

Смеси, определяемые точками, лежащими выше и пра­ вее кривой насыщенного пара, находятся в газовой фазе

(область Л), а смеси, определяемые точками, лежащими ниже и левее кривой насыщенной жидкости, находятся в

критических смесей. Часть указанной области (область В)

содержит в смеси меныпее количество гептана и других более тяжелых компонентов С?+ .Эти смеси смешиваются

с газами соответствующих областей газовой фазы. Другая часть области критических смесей (область С) содержит малое количество метана Сь Смеси этой области смеши­ ваются с компонентами области нефтяной (жидкой) фазы.

— 26 —

-приводит к потере газом Д некоторых промежуточных ком­ понентов и изменению его состава до газа Д]. Промежу­ точные компоненты газа абсорбируются в нефти Д и при

отдавая все больше и больше промежуточных компонентов, изменяет ее состав от Ддо Ди и Дш и, наконец, до крити­

ческой смеси.

При достижении критического состава обе фазы перехо­ дят в одну. При этом в пласте образуется зона постепен­ ного изменения состава смеси от вытесняющего газа Д до критической смеси, которая с другой стороны соприкасает­

обычного раздела с вытесняемой нефтью Д. Эта переходная зона показана на рис. 8.

Рис. 8. Критическое вытеснение нефти с конденсацией газа, при котором создаются критическая смесь и переходная зона на фронте:

1— нагнетаемый газ Д: 2— переходная зона; 3— газ, обогащенный более тяжелыми углево­ дородами; 4— нефть, обогащенная промежу­ точными компонентами; 5— критическая смесь ирм заданных температуре и давлении;

6-извлекаемая нефть Д

Одним из условий достижения газонапорного режима вытеснения с конденсацией газа при критических условиях является состав нагнетаемого газа. При низких давлениях и температуре вытеснения критическая газовая смесь долж­

щимися, фазами состоит в том, что при этом режиме для

извлечения остаточной нефти в качестве вытесняющих аген­

После образования переходной (критической) зоны на­ добность в дальнейшем нагнетании газа критического со­

— 28 —