способ эксплуатации газоконденсатного месторождения

Формула изобретения

Способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий периодическую очистку призабойной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде смеси компонентов, один из которых ацетон, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, отличающийся тем, что в качестве второго компонента растворитель содержит пентан-гексановую фракцию, которую перед закачкой в скважину насыщают углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, до давления 0,3-1 МПа образующейся над жидкой пентан-гексановой фракцией равновесной газовой шапки, причем указанное давление поддерживают в процессе закачки смеси в пласт.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки газоконденсатных месторождений и может быть использовано для повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождения без поддержания пластового давления в условиях выпадения углеводородного конденсата в призабойной зоне добывающих скважин.

В процессе разработки месторождения в призабойной зоне эксплуатационных скважин неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы-коллектора нефти и газа. Снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к забою эксплуатационных скважин, приводит к выпадению углеводородного конденсата, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и резкому сокращению продуктивности скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора.

Известны способы эксплуатации газоконденсатного месторождения, заключающиеся в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на газоконденсатность и добывают газоконденсатную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт. Например, через нагнетательные скважины осуществляют закачку вытесняющих агентов с целью продвижения пластовой газоконденсатной смеси через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления начала конденсации смеси [Карнаухов М.А., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. М.: Недра, 1984.- 268 с.; Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980, 301 с.].

Однако известными методами обеспечить поддержание текущего пластового давления выше давления начала конденсации углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически невозможно по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и в призабойной зоне добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости.

Известны также способы разработки нефтегазоконденсатных месторождений, согласно которым для повышения компонентоотдачи производят закачку в пласт осушенного природного газа [патент РФ №2018639, МПК 7 Е 21 В 43/18, опубл.30.08.94, Бюл. №16] или газа, обогащенного смесями этана, пропана и бутана в жидком или газообразном состоянии [Перепеличенко В.Ф. и др. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений. Обзорная инф. ВНИИЭгазпрома, сер.: Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности, 1986, №6, с.48].

Однако эти способы недостаточно эффективны, т.к. требуют использования сложных технических средств для обратной закачки в пласт сжатого газа и крупных финансовых затрат.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий исследование эксплуатационной скважины на газоконденсатность и периодическую очистку призабойной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата, выдержки скважины на период растворения конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, при этом в качестве растворителя углеводородного конденсата используют бинарную смесь с неограниченной взаимной растворимостью компонентов, причем по меньшей мере один из них обладает неограниченной взаимной растворимостью с углеводородным конденсатом, а соотношение компонентов в бинарной смеси определяют по предварительно построенной фазовой диаграмме трехкомпонентной системы, образующейся при растворении углеводородного конденсата.

Согласно изобретению в качестве бинарных смесей используют смесь ацетона и метанола, или хлороформа и метанола, или хлороформа и анилина, или хлороформа и ацетона [РФ №2002118380 МПК Е 21 В 43/22, 37/06, опубл.20.01.2004].

В результате применения данного способа увеличение дебита газовых скважин составило в среднем 12,5-12,9%.

Недостатком известного способа является низкая его эффективность за счет незначительного увеличения дебита добывающих скважин.

Заявляемое изобретение решает задачу повышения производительности эксплуатационных газоконденсатных скважин за счет более полного удаления выпавшего углеводородного конденсата из порового пространства и восстановления проницаемости коллекторов призабойной зоны скважины.

Поставленная задача согласно предлагаемому способу эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающему периодическую очистку призабойной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде смеси компонентов, один из которых ацетон, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, решается за счет того, что в качестве второго компонента растворитель содержит пентан-гексановую фракцию, которую перед закачкой в скважину насыщают углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, до давления 0,3-1 МПа образующейся над жидкой пентан-гексановой фракцией равновесной газовой шапки, причем указанное давление поддерживают в процессе закачки смеси в пласт.

Технический результат, получаемый за счет одновременной закачки в скважину пентан-гексановой фракции и ацетона, заключается в полном растворении выпавшего углеводородного конденсата и следов воды, а также их выносе из призабойной зоны пласта после пуска скважины, что приводит к существенному увеличению ее дебита.

Технический результат, получаемый за счет предварительного насыщения пентан-гексановой фракции углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, заключается не только в облегчении самого процесса закачки в скважину летучей пентан-гексановой фракции с плотностью всего 0,639 г/мл, но и в ускорении достижения термодинамического равновесия при пластовых термобарических условиях.

Поскольку пентан-гексановую фракцию (ПГФ) предварительно насыщают на дневной поверхности углеводородным газом (преимущественно метаном) при относительно невысоком давлении 0,3-1 МПа, то дефицит газа в закачиваемом составном растворителе и его массоперенос из пластового флюида приводят к резкому снижению давления насыщения (P_s) жидкой фазы выпавшего конденсата и нарушению существующего равновесия. Это в свою очередь вызывает снижение давления начала конденсации газовой фазы (Р_нк) и обратное испарение наиболее легкой части выпавшего конденсата во время отстаивания скважины вследствие полученного эффекта «пережатости» всей системы в условиях призабойной зоны пласта.

Таким образом, освобождение пористой среды призабойной зоны пласта от накопившегося в течение длительного времени ретроградного углеводородного конденсата при воздействии селективным составным растворителем обусловлено следующими двумя процессами:

- переходом в газовую фазу наиболее легкой части углеводородного конденсата вследствие вышеописанных процессов массообмена внутри микропор со снижением P_s и Р_нк (соответственно жидкой и газовой равновесных фаз), что приводит к эффекту «пережатости» всей системы при существующем давлении и обратному испарению части выпавшего конденсата;

- растворением тяжелой части выпавшего углеводородного конденсата (УВК) с образованием однофазной жидкой системы ПГФ - ацетон - УВК, которая после отстаивания скважины и ее пуска выбрасывается из прискважинной зоны пласта притекающим флюидом.

Способ реализуется следующим образом.

Для очистки призабойной зоны газовой скважины (с зарегистрированным снижением среднесуточного дебита) от выпавшего углеводородного конденсата ее останавливают и проводят комплекс исследований со снятием, обработкой и интерпретацией кривых восстановления давления (КВД) с целью установления коэффициентов проницаемости и пьезопроводности призабойной зоны до обработки составным растворителем. Сначала в закрытую емкость пропановоза, рассчитанную на рабочие давления до 1,6 МПа и заполненную жидкой пентан-гексановой фракцией (ПГФ), подают под давлением газ, состоящий преимущественно из метана, и производят насыщение им ПГФ до давления газовой шапки 0,3-1 МПа. Далее, при поддержании указанного интервала давления проводят одновременную закачку в пласт (через тройник) расчетных объемов ПГФ и ацетона, образующих смесь с массовой долей ацетона 0,1-0,3. При массовой доле ацетона в смеси ниже 0,1 заметно снижается ее способность связывать в пласте следы воды и разлагать в скважине кристаллогидраты газообразных углеводородов, а при массовой доле ацетона свыше 0,3 резко возрастает стоимость применяемого составного растворителя. Затем проводят выдержку скважины в течение 3-5 суток для полного растворения выпавшего углеводородного конденсата. Наиболее вероятным при закачке растворителя углеводородного конденсата в призабойную зону пласта представляется сначала поршневое оттеснение некоторой доли выпавшего конденсата в глубь пласта с одновременным размыванием и растворением подпирающей смесью адсорбционной пленки жидких углеводородов с поверхности горной породы. После полного разрушения адсорбционной пленки углеводородов ранее оттесненный конденсат при пуске скважины выносится из прискважинной зоны, уже занятой растворителем, в виде однофазного раствора. После пуска скважины и полного удаления полученного однофазного раствора из призабойной зоны пласта повторяют комплекс исследований по замеру коэффициентов проницаемости и пьезопроводности призабойной зоны, замеряют новый дебит скважины. По изменению указанных коэффициентов и возросшему дебиту скважины оценивают эффективность проведенной обработки и продолжают добычу газоконденсатной смеси до нового снижения продуктивности скважины вследствие выпадения конденсата.

При выборе и экспериментальном обосновании компонентов составного растворителя углеводородного конденсата принимались во внимание способность каждого из них неограниченно смешиваться как с другим компонентом составного растворителя, так и с выпавшим углеводородным конденсатом, а также относительная доступность для применения в промысловых условиях. Например, технический ацетон способен неограниченно смешиваться как с пентан-гексановой фракцией (ПГФ), так и углеводородным конденсатом. Кроме того, ацетон является сильными растворителем для воды, которая может присутствовать в призабойной зоне обводняющихся газоконденсатных скважин в качестве третьей фазы, и, связывая воду, способен разлагать гидратные пробки, образующиеся при эксплуатации газовых скважин.

Пример 1.

При лабораторных исследованиях ПГФ в качестве трудноудаляемых из призабойной зоны пласта жидких углеводородов был использован углеводородный конденсат (УВК) Нагумановского месторождения Оренбургской области, характеризующийся плотностью 0,796 г/мл и массовой долей неэлюируемого даже при 250-300°С остатка тяжелых углеводородов С₉₊ 67,08%. В таблице 1 приведены результаты хроматографического анализа смесей ПГФ - УВК №№ 1-6 с массовой долей ПГФ от 0 до 100% (нижняя строка), т.е. образец № 1 представлял собой чистый конденсат Нагумановского месторождения, а образец №6 - чистую пентан-гексановую фракцию, выпускаемую Оренбургским гелиевым заводом по ТУ 51-525-98 и не содержащую даже углеводороды C₈₊ (составы для сравнения в колонках 3 и 13). В ПГФ полностью отсутствуют агрессивные кислые газы и метан, содержатся лишь следовые количества этана и пропана, а массовая доля углеводородов С₅₊ составляет 90,09 %, причем согласно расчету от этой доли сами пентаны и гексаны составляют соответственно 71,6 и 26,4 мас.% (т.е. в сумме 98 %). В тяжелом же Нагумановском углеводородном конденсате, содержащем 2,39 мольных % растворенного сероводорода, массовая доля углеводородов С₅₊ составляет 97,61 %, причем согласно расчету в самих этих жидких при стандартных условиях углеводородах сумма легчайших пентанов и гексанов составляет лишь 14,7 %, сумма более тяжелых гептанов и октанов - 16,6 %, а остаток самых тяжелых углеводородов «С₉₊» - 68,7 % ( =100 %). Несмотря на приведенные существенные различия ПГФ и УВК в составах, молярной массе (соответственно 73,6 и 162,7 г/моль) и плотности(соответственно 0,639 и 0,796 г/мл), они обладают неограниченной взаимной растворимостью, что видно по постепенному изменению физико-химических свойств образцов №№ 1-6 и результатам их хроматографического анализа. ПГФ смешивается во всех отношениях с ацетоном, и полученные результаты исследований позволяют использовать составную смесь ацетон - ПГФ с неограниченной растворимостью компонентов для отмыва призабойной зоны пласта от наиболее тяжелой части выпавшего углеводородного конденсата. Использование ацетона в этой составной смеси также продиктовано необходимостью растворения воды (адсорбционной, конденсационной или техногенной после солянокислотных обработок), которая может присутствовать в качестве третьей фазы в призабойной зоне обводняющихся газоконденсатных скважин.

Таблица 1 Результаты хроматографического анализа смесей пентан-гексановая фракция (ПГФ) - тяжелый углеводородный конденсат (УВК) Нагумановского месторождения
Компоненты	Молярная масса, г/моль	Образец № 1 (УВК)		Образец № 2		Образец № 3		Образец № 4		Образец № 5		Образец № 6 (ПГФ)
		мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
H2S	34,082	0.50	2.39	0.40	1.74	0.36	1.09	0.25	0.62	0.12	0.27	-	-
СН4	16.042	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
С2Н6	30.068	0.04	0.22	0.03	0.15	0.04	0.12	0.05	0.13	0.04	0.11	0.04	0.10
С3Н8	44.094	0.07	0.26	0.06	0.20	0.08	0.19	0.08	0.16	0.07	0.12	0.05	0.08
i-C4H10	58.120	0.40	1.12	0.57	1.45	0.87	1.53	1.24	1.86	1.33	1.82	1.53	1.94
n-С4Н10	58.120	1.38	3.86	2.49	6.36	4.31	7.60	5.84	8.63	6.90	9.43	8.29	10.49
i-C5H12	72.151	2.48	5.59	3.71	7.64	14.70	20.90	22.05	26.24	26.75	29.44	31.04	31.65
n-С5Н12	72.151	3.69	8.32	5.99	12.34	17.42	24.77	25.01	29.76	28.82	31.72	33.47	34.12
C6H14	86.178	8.15	15.38	10.80	18.63	16.07	19.13	19.92	19.85	22.30	20.55	23.78	20.30
C7H16	100.20	8.96	14.55	7.73	11.46	7.70	7.88	6.03	5.17	3.87	3.07	1.80	1.32
C8H18	114.22	7.25	10.33	6.06	7.88	5.64	5.07	3.84	2.89	1.81	1.26	-	-
Ост. С9+	287.30	67.08	37.98	62.16	32.15	32.81	11.72	15.69	4.69	7.99	2.21	-	-
Всего		100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
УВС5+		97.61	92.15	96.45	90.10	94.34 89.47		92.54	88.60	91.54	88.25	90.09	87.39
Молярная масса, г/моль		162.67		148.63		102.61		85.86		79.40		73.56
Плотность, г/мл		0.796		0.765		0.734		0.703		0.671		0.639
Содержание ПГФ в образце, мас.%		0		16.71		34.86		54.63		76.25		100

В таблице 2 представлены результаты хроматографического анализа растворов №№1-6, полученных после выдержки в ПГФ равных круговых площадок фильтровальной бумаги, предварительно пропитанной тяжелым углеводородным (УВ) конденсатом Нагумановского месторождения Оренбургской области, а после сушки промытой от центра к периферии составным растворителем ацетон - ПГФ. Промывка осуществлялась путем подачи по каплям растворителя из аналитической бюретки в центр горизонтально установленного круга из фильтровальной бумаги. После такой промывки (элюирования) и сушки фильтровальная бумага была разрезана на 6 концентрических круговых полосок с уменьшающейся шириной, но с равными расчетными площадями. Затем эти круговые площадки, на которые был разнесен тяжелый УВ конденсат при подаче из бюретки составного растворителя, были помещены в промаркированные аптечные пузырьки, залиты равными (минимальными) объемами ПГФ, плотно закрыты резиновыми пробками и выдержаны в идентичных условиях до получения аналитических растворов №№ 1-6. Из таблицы видно, что образец № 1, полученный из центрального, наиболее промытого круга фильтровальной бумаги, вовсе не содержит тяжелых углеводородов C₈₊ и по молярной массе (73,56 г/моль) соответствует чистому ПГФ, что свидетельствует о высокой эффективности примененного составного растворителя. В следующих образцах №№2-6, полученных из удаляющихся от центра круговых полосок, массовая доля тяжелых углеводородов C₈₊ постепенно растет от 2,62 до 16,39 %, а молярная масса - от 75,81 до 84,27 г/моль.

Таблица 2 Результаты хроматографического анализа образцов № 1-6 после выдержки в ПГФ равных круговых площадок фильтровальной бумаги, вначале пропитанной тяжелым конденсатом Нагумановского месторождения, а после сушки промытой от центра к периферии составной смесью ацетон-ПГФ
Компоненты	Молярная масса, г/моль	Образец № 1 (от центра)		Образец № 2 (от центра)		Образец № 3 (от центра)		Образец № 4 (от центра)		Образец № 5 (от центра)		Образец № 6 (от центра)
		мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%	мас.%	мол.%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	-12	13	14
H2S	34.082	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
СН4	16.042	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
С2Н6	30.068	0.03	0.10	0.02	0.04	0.03	0.09	0.03	0.09	0.04	0.10	0.02	0.05
СЗН8	44.094	0.05	0.09	0.04	0.07	0.06	0.10	0.12	0.22	0.11	0,21	0.10	0.19
i-C4H10	58.120	1.49	1.88	1.14	1.49	1.40	1.92	0.96	1.34	0.93	1.30	0.92	1.34
n-С4Н10	58.120	8.34	10.55	6.56	8.56	6.61	9.03	6.26	8.72	6.24	8.76	5.12	7.42
i-C5H12	72.151	31.09	37.70	29.95	31.47	29.46	32.43	28.68	32.20	28.45	32.18	27.72	32.37
n-С5Н12	72.151	33.42	34.07	31.69	33.30	29.65	32.64	29.78	33.43	29.31	33.15	27.81	32.48
C6H14	86.178	23.75	20.27	25.85	22.74	21.16	19.50	19.98	18.78	19.85	18.80	20.04	19.60
C7H16	100.20	1.83	1.34	2.13	1.61	1.73	1.37	1.91	1.54	1.87	1.52	1.88	1.58
C8H18	114.22	0.00	0.00	0.08	0.05	0.43	0.30	0.51	0.36	0.53	0.38	0.37	0.27
Ост. C9+	287.30	0.00	0.00	2.54	0.67	9.47	2.62	11.77	3.32	12.67	3.60	16.02	4.70
Всего		100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Мас.% С8+		0.00		2.62		9.90		12.34		13.2		16.39
Молярная масса, г/моль		73.56		75.81		79.43		81.00		81.61		84.27
Примечание: соотношение ацетон: ПГФ в составной промывочной смеси 18: 47 объемных частей, т.е. массовая доля ацетона 0.322

Пример 2.

Изобретение иллюстрируется следующим примером, реализованным на практике. Газовые скважины Оренбургского НГКМ №№3009, 505, 10002, 10024, 638, 697, 10014, 10023, 10030 и 10038, выбранные для промысловых испытаний заявленного способа, останавливают и проводят комплекс исследований со снятием, обработкой и интерпретацией КВД с целью установления коэффициентов проницаемости и пьезопроводности до и после обработки скважин. Для обработки указанных скважин используют составной растворитель ацетон - ПГФ с массовой долей ацетона 0,106. Полученные результаты заносят в таблицу оперативного контроля промысловых испытаний (таблица 3).

Согласно данным таблицы 3, при промысловых испытаниях заявленного способа, проведенных в 2003 году, увеличение исходного суммарного дебита 10 газовых скважин Оренбургского НГКМ составило 47,1 %. При этом положительный эффект инструментально подтвержден геофизическими исследованиями скважин, которые зарегистрировали существенное увеличение коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта и заметное снижение коэффициента пьезопроводности в результате удаления из нее жидкой фазы выпавшего углеводородного конденсата.

Общая чистая прибыль, полученная на 10 скважинах Оренбургского НГКМ, обработанных в 2003 году составным растворителем ПГФ - ацетон, согласно справке внедряющего предприятия - ГПУ OOO «Оренбурггазпром», составила 6585,8 тысяч рублей при среднем сроке окупаемости затрат 23 сутки.

Преимущество заявляемого способа по сравнению с прототипом заключается в возможности более полного удаления выпавшего углеводородного конденсата из призабойной зоны пласта и значительного повышения за счет этого производительности газоконденсатных скважин.