способ разработки нефтегазоконденсантной залежи с поддержанием пластового давления

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления, включающий испарение и вытеснение жидких углеводородов растворителями и жидкостью с поверхностно-активными свойствами, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтегазоконденсатоотдачи, растворитель и жидкость с поверхностно-активными свойствами получают в пласте путем закачки гомогенной жидкости, обладающей способностью при пластовых термобарических условиях разлагаться на растворитель углеводородной жидкости и жидкости с поверхностно-активными свойствами, причем в качестве гомогенной жидкости используют 15 25%-ный водный раствор гидрокарбоната аммония.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что 15 25%-ный водный раствор гидрокарбоната аммония получают при взаимодействии двуокиси углерода добываемого газа с аммиачной водой.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве присадки для стабилизации водного раствора гидрокарбоната аммония от взаимодействия с хлоридами кальция и натрия он дополнительно содержит 10 15%-ный раствор хлористого аммония.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазоконденсатных залежей.

Известны способы разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт газа или воды (1, 2). Наиболее близким к заявленному является способ разработки с поддержанием давления путем закачки в пласт неуглеводородных и углеводородных растворителей и водного раствора ПАВ (3, 4). Недостатком известного способа является то, что растворитель и водный раствор ПАВ закачивают раздельно, что усложняет технологию закачки: требует строительство специальных дорогостоящих стационарных установок по закачке растворителей и водного раствора ПАВ. Кроме того, при закачке сероводорода и углекислоты возникает экологическая опасность.

При модификациях только заводнения имеют место значительные потери жидких углеводородов в связи с сравнительно низкими вымывающими способностями воды и высокой остаточной нефтеконденсатонасыщенностью.

Следует отметить, что закачка сероводорода и углекислоты способствует снижению точки росы газоконденсатной смеси, с одной стороны, и частичному растворению в жидкой фазе, с другой, что улучшает условия вытеснения, а процесс заводнения более технологичен с точки зрения условий закачки гомогенной жидкости и экологически более безопасен.

С учетом вышеизложенного предлагается комбинированный способ воздействия на пластовую газоконденсатную систему, сочетающий как воздействие угле и неуглеводородным растворителем (CO₂, H₂S или др.), так и жидкостью с активными вымывающими свойствами.

Целью изобретения является повышение нефтегазоконденсатоотдачи пласта.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе разработки нефтегазоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления, включающем испарение, растворение и вытеснение жидких углеводородов растворителем и жидкостью с поверхностно-активными свойствами. Согласно изобретению, растворитель и жидкость с поверхностно-активными свойствами получают в пласте путем закачки гомогенной жидкости, обладающей способностью при пластовых термобарических условиях разлагаться на растворитель углеводородной жидкости и жидкость с поверхностно-активными свойствами, причем в качестве гомогенной жидкости используют 15-26% водный раствор гидрокарбоната аммония. При этом 15-26% водный раствор гидрокарбоната аммония получают путем взаимодействия двуокиси углерода добываемого газа с аммиачной водой, а в качестве присадки для стабилизации водного раствора гидрокарбоната аммония от взаимодействия с хлоридами кальция и натрия он дополнительно содержит 5-10% хлористого аммония.

Способ осуществляется согласно схемы приведенной на чертеже (фиг. 1). Добываемый газ из эксплуатационной скважины 1 поступает в сепаратор С, в который из емкости А, В с помощью насоса Н-1 впрыскивается аммиачная вода. Получаемый водный раствор гидрокарбоната аммония насосом Н-2 закачивается в нагнетательную скважину 11. В пластовых условиях при температуре выше 313 K гидрокарбонат аммония разлагается на двуокись углерода CO₂ и водный раствор щелочи аммония NH₄OH.

Растворение двуокиси углерода в выпавшем конденсате приводит к увеличению его объема, а увеличение ее мольной доли в пластовом газе снижает его точку росы. Первый эффект обеспечивает фильтрацию сырого конденсата, второе замедляет процесс конденсации тяжелых углеводородов, высокие вымывающие свойства щелочи аммония способствуют вымыванию жидких углеводородов и их замещению в пористой среде. Дальнейшее вытеснение газом при заданном давлении обеспечит критическое насыщение пористой среды щелочью аммония.

В результате непрерывной закачки в пласт по мере продвижения фронта вытеснения нефтегазоконденсатной смеси перед фронтом вытеснения происходит многократное воздействие смеси вытесняющих агентов (CO₂ и NH₄OH) на углеводородную жидкость, что увеличивает эффективность вымывания и вытеснения и, соответственно нефтеконденсатоотдачу пласта.

Образуемый водный раствор щелочи аммония (ПАВ) за счет гидроблокирования высокопроницаемых пластов повышает коэффициент охвата пластов вытеснением, и, соответственно, эффективность предлагаемого способа ПАВ.

Время прорыва нагнетаемых CO₂ и NH₄OH определяют по мере увеличения концентрации CO₂ в продукции эксплуатационных скважин.

Двуокись углерода CO₂ утилизируют из добываемой смеси аммиачной водой путем впрыскивания аммиачной воды в поток сепарируемого газа.

Для стабилизации водного раствора гидрокарбоната аммония по отношению к хлоридам магния и кальция в него добавляют хлористый аммоний (5-10%).

Рассмотрим технологию реализации способа. Требуемый объем водного раствора гидрокарбоната аммония при заводнении и сайклинг-процессе определяют по формулам (1) и (2)





где

V_пор поровый объем залежи, тыс.м³;

S₀ начальная водонасыщенность;

S_ост.г остаточная газонасыщенность после вытеснения пластовой ГКС водным раствором гидрокарбоната аммония;

K_охв коэффициент охвата пластов вытеснением;

S_у.ж. докритическая без учета начальной водонасыщенности (S₀), насыщенность пор углеводородной жидкостью;

K^об._г.ж. объемный коэффициент гомогенной жидкости;

K^dsv&_г.ж. коэффициент, характеризующий вымывающую способность гомогенной жидкости.

Дополнительную добычу конденсата можно определить как за счет поддержания давления при возмещении добываемой ГКС закачиваемой более дешевой жидкости (водным раствором гидрокарбоната аммония), так и за счет вымывания и вытеснения углеводородной жидкости, выпавшей в пласте в процессе частичного снижения давления.

Эффект от поддержания пластового давления очевиден и равнозначен эффекту от заводнения или сайклинг-процесса.

Эффект от вымывания и вытеснения углеводородной жидкости можно определить по формуле (2), то есть это то ее количество, которое не может быть добыто ни при заводнении, ни при сайклинг-процессе.

Примем следующие численные значения параметров, характерные для Тимофеевского ГКМ: V_пор. 57 млн.м³, S₀ 0,1, K_охв 0,85, S_у.ж. 0,12. Коэффициенты K^dsv&_г.ж. и K^j,&_г.ж. определяются лабораторным путем K^dsv&_г.ж. = 0,8, K^j,&_г.ж.= 0,8.

После подстановки получим:





Для реализации заводнения с закачкой водного раствора гидрокарбоната аммония при условии приемистости 1 скважины, равной 250 м³/сут, для закачки 21,3 млн.м³ раствора потребуется 10 нагнетательных скважин на период 27 лет. Требуемое количество эксплуатационных газовых скважин при производительности 250 тыс.м³/сут составит 4 ед. Следует отметить, что заводнение с применением водного раствора гидрокарбоната аммония будет эффективнее обычного заводнения. При этом разработка на конечном этапе после прорыва жидкости в эксплуатационные скважины упростится, так как на забой будет поступать газокарбонизированный раствор аммиачной воды, способной вспениваться, что облегчит эксплуатацию скважины и позволит достичь более высокой газонефтеконденсатоотдачи за счет продления периода фонтанирования.

Более эффективной может оказаться технология закачки водного раствора гидрокарбоната аммония в сочетании с сайклинг-процессом. Здесь требуемый объем этого раствора составит 4,7 млн.м³; что обеспечит докритическое насыщение пористой среды (с учетом начальной водонасыщенности) жидкостью. Здесь ожидается эффект вымывания и вытеснения жидких нефтеконденсатопродуктов оторочкой двуокиси углерода и щелочью аммония. При этом остаточная газонасыщенность отсутствует, а коэффициент охвата пластов вытеснением при сайклинг-процессе может возрасти от расчетного 0,47 до ожидаемого 0,6 за счет гидроблокады высокопроницаемых пластов. Для реализации этой технологии при приемистости 250 м³/сут необходимо 6 нагнетательных скважин. Эти скважины могут быть выделены за счет нагнетательных газовых и части эксплуатационных в связи с уменьшением годовых отборов сырого и закачки сухого газа. При этом период разработки несколько увеличится.

Однако, в условиях отставания обустройства под сайклинг-процесс, эта технология позволит опережающе начать разработку залежи с целью создания оторочки двуокиси углерода и щелочи аммония, что также повысит эффективность разработки.

Таким образом, для активного воздействия на пласт с приведенными выше параметрами при заводнении необходимо закачать 21,3 млн.м³ водного раствора гидрокарбоната аммония, что охватит насыщением 37% порового объема, при сайклинг-процессе 4,7 млн.м³ или 8% порового объема. При этом за счет вымывания и последующего вытеснения в обоих случаях может быть дополнительно извлечено 4,7 млн.м³ сырого или 3,9 млн.м³ стабильного конденсата. Если принять плотность конденсата 0,78 кг/м³, то в количественном отношении дополнительная добыча конденсата составит 3,0 млн.т, т.е. для условий гор. Т-1 Тимофеевского ГКМ углеводородоотдача может быть увеличена, примерно, на 30-40% При стоимости этого конденсата 30 руб/т с учетом затрат на внедрение, принятых равными 30 млн.руб. экономический эффект составит 50 млн.руб.