Способ разработки газоконденсатного месторождения

Способ разработки газоконденсатного месторождения

Реферат

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения. На газоконденсатном месторождении выбирают исходя из геолого-промысловой характеристики ряд эксплуатационных и нагнетательных скважин. При наличии источника газообразной смеси (рабочего агента), неравновесной по составу к пластовой углеводородной смеси истощенного до давления ниже давлений максимальной конденсации компонентов C₂H₆₊ газоконденсатного месторождения, осуществляют закачку рабочего агента в пласт. Перед закачкой агента определяют его компонентный состав. После начала закачки систематически определяют также состав и дебит продукции всех эксплуатационных скважин. В ходе прокачки неравновесного по отношению к пластовой смеси газообразного агента последовательно извлекаются C₂H₆₊, для чего требуется приблизительно 2 поровых объема агента, C₃H₈ (2,5 объема), C₄H₁₀ (около 4 объемов). Испарение и извлечение фракции C₅H₁₂₊ продолжается длительное время при прокачке агента в количестве 10 поровых объемов и более. 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано на поздней стадии разработки газоконденсатного месторождения.

Известен способ разработки газоконденсатного месторождения, заключающийся в извлечении газа из пласта на режиме истощения путем закачки в пласт углеводородного газа с последующим извлечением пластового и закачиваемого газов, при этом извлечение газа на режиме истощения ведут до снижения давления ниже давления начала конденсации пластовой смеси и последующей закачкой с замедлением темпа падения давления в пласте (см.источник).

Недостатком этого способа, взятого в качестве прототипа, является низкая углеводородоотдача пласта при снижении давления ниже давления максимальной конденсации и высокие капитальные затраты.

Целью изобретения является повышение углеводородоотдачи и снижение капитальных и эксплуатационных затрат.

Это решается тем, что в способе разработки газоконденсатного месторождения, заключающемся в извлечении газа из пласта на режиме истощения, закачке в пласт газообразного рабочего агента с последующим его вытеснением с выпавшим конденсатом, извлечение газа на режиме истощения ведут до давлений ниже давлений максимальной конденсации компонентов С₂Н₆₊ пластовой углеводородной смеси, после чего в пласт закачивают газообразный рабочий агент, неравновесный по составу к пластовой углеводородной смеси, формируя его из i компонентов с константами К_i фазового равновесия, большими единицы, проводят смещение равновесия в системе и вызывают испарение компонентов С₂Н₆₊ ранее выпавшего конденсата с последующим их извлечением из пласта.

Отличительными существенными признаками заявляемого изобретения является то, что: нагнетание проводят неравновесным по составу к пластовой смеси газообразным рабочим агентом при давлениях ниже давления максимальной конденсации компонентов С₂Н₆₊ этой смеси; проводят смещение равновесия системы и вызывают в пластовых условиях испарение компонентов С₂Н₆₊ ранее выпавшего конденсата; нагнетаемый газообразный рабочий агент формируют из i компонентов, константы К_i фазового равновесия которых в пластовых условиях превышают единицу.

Предлагаемый способ разработки может быть осуществлен в бескомпрессорном варианте при наличии соответствующего газообразного агента с давлением 5-7 МПа, например, в случае, если поблизости пролегает магистральный газопровод, по которому производят перекачку газообразной смеси соответствующего состава.

Способ разработки газоконденсатного месторождения осуществляется в следующей последовательности. На газоконденсатном месторождении выбирается исходя из геолого-промысловой характеристики ряд эксплуатационных и нагнетательных скважин. При наличии источника газообразной смеси, по составу соответствующей необходимому в данных конкретных условиях рабочему агенту, осуществляют по возможности бескомпрессорную закачку этой газообразной смеси (рабочего агента). Образующие газообразную смесь (рабочий агент) i компонентов должны обладать константами К_i фазового равновесия, большими единицы в n ластовых условиях, то есть при давлениях ниже давления максимальной конденсации компонентов С₂Н₆₊ пластовой смеси. Образующие выпавший в пласте конденсат компоненты С₂Н₆ могут содержаться в составе нагнетаемого рабочего агента, но в сумме не более 1% от объема агента. Это обуславливает после замещения пластовой равновесной газовой фазы на закачиваемый рабочий агент смещение межфазного равновесия в пласте в сторону испарения и активный переход компонентов С₂Н₆₊ в газовую фазу с последующим их извлечением из пласта в газовой фазе. Для нагнетания рабочего агента, а также для контроля за процессом закачки газообразного рабочего агента и отбора смеси его с пластовыми углеводородами нагнетательные и эксплуатационные скважины соответствующим образом обвязывают. Перед закачкой газообразного рабочего агента определяют его компонентный состав, а после начала закачки систематически определяют также составы продукции всех эксплуатационных скважин и их дебиты.

Переход j компонентов С₂Н₆₊ выпавшего конденсата в неравновесную газовую фазу происходит пропорционально константам К_j фазового равновесия этих компонентов в пластовых условиях. На чертеже показаны зависимости констант К_j фазового равновесия основных компонентов, образующих обычно типичные газоконденсатные смеси. Из чертеже видно, что наибольшими константами фазового равновесия (К 0,3-1,5) обладают в смесях с типичным давлением начала конденсации порядка 35 МПа при типичной температуре 60^оС этан С₂Н₆₊, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀. Меньшими константами равновесия обладают компоненты фракции С₅Н₁₂ (пентан С₅Н₁₂, гексан С₆Н₁₄, гептан С₇Н₁₆ и т.д.). Из чертежа видно также, что при давлениях ниже давления максимальной конденсации компонентов С₂Н₆₊ (то есть в области давлений левее пунктирных кривых) константы К_j равновесия увеличиваются, причем тем заметнее, чем ниже давление в системе.

До начала осуществления промыслового испытания предлагаемого способа были проведены экспериментальные исследования с использованием физической модели пласта и газоконденсатной смеси с началом конденсации около 35 МПа при 62^оС. Первым этапом экспериментов было истощение модели пласта, пока давление не снизилось до 3 МПа. В результате истощения в поровом пространстве модели пласта выпал углеводородный конденсат в объеме около 12% объемa пор. Коэффициент извлечения конденсата (фракции С₅Н₁₂₊) к этому моменту времени составил 21% от начальных его запасов.

Давление 3 МПа было ниже давлений максимальной конденсации компонентов использовавшейся газоконденсатной смеси: этана на 11,5; пропана на 6,5; бутана на 4,1; пентана на 2,9; гексана на 1,8; гептана на 1,3; нонана на 0,8; дексана на 0,6; додекана на 0,3 МПа. Вторым этапом эксперимента было вытеснение из модели пласта при постоянном давлении 3 МПа двухфазной газоконденсатной смеси газообразным агентом, состоящим более чем на 99% из метана.

Физическое моделирование показало, что в ходе прокачки, например, газообразного рабочего агента, состоящего, в основном из метана, последовательно извлекаются из плата этан С₂Н₆, для чего требуется нагнетание приблизительно 2 пороговых объемов агента; пропан С₃Н₈ (2,5 поровых объема), бутан С₄Н₁₀ (около 4 поровых объема). Процесс испарения и извлечения из пласта стабильного конденсата (фракции С₅Н₁₂₊ продолжается длительное время и не завершается полностью даже после нагнетания более 10 поровых объемов агента, причем с каждым поровым объемом агента извлекается не менее 1,5% остаточных запасов фракции С₂Н₆₊ из выпавшего конденсата. Это обеспечивает возможность разработки газоконденсатного месторождения по предлагаемому способу и промышленное извлечение через испарение выпавшего конденсата в течение длительного периода.

П р и м е р. Опытный участок газоконденсатного месторождения, как и месторождение в целом, был предварительно разработан на режиме истощения, в результате пластовое давление снизилось приблизительно на 3,5-4 МПа ниже давления максимальной конденсации пластовой смеси начального состава.

Эффективная толщина продуктивного пласта по площади опытного участка в среднем составляет 117 м, пористость пласта-коллектора 0,08; средняя газонасыщенность порового пространства 0,80; среднее пластовое давление на момент начала закачки газообразного рабочего агента 3 МПа, средняя пластовая температура 62^оС.

Состав пластовой смеси объекта при давлении 3 МПа следующий (% мольные): Жидкая фаза (составляет около 12% углеводородсодержащего объема пор): СН₄ 8,76; С₂Н₆ 4,56; С₃Н₈ 5,89; и С₄Н₁₀ 1,70; нС₄Н₁₀ 4,09; С₅Н₁₂₊ 74,81; N₂ 0,19.

газовая фаза (составляет около 88% объема пор): СН₄ 77,54; С₂Н₆ 10,32; С₃Н₈ 4,77; иС₄Н₁₀ 1,29; С₅Н₁₂₊ 1,21; N₂ 4,19.

Константы фазового равновесия компонентов пластовой смеси при давлении 3 МПа и температуре 62^оС близки к величинам, которые определяются из приведенного чертежа (для этана К₂ 1,73; для пропана К₃ 0,75; для бутана К₄ 0,32, для пентана К₅ 0,15 и т.д.).

Через нагнетательные скважины в пласт на опытном участке было закачано за год 320 млн.м³ газообразного агента следующего состава (% мольные): СН₄ 98,38; С₂Н₆ 0,65; С₃Н₈ 0,16; иС₄Н₁₀ 0,03; нС₄Н₁₀ 0,05; С₅Н₁₂₊ 0,02; N₂ 0,70; СО₂ 0,01.

Через 9 эксплуатационных скважин за это же время добыли 440 млн.м³ газообразной продукции, в том числе дополнительно добыто за счет поддержания пластового давления и испарения из ранее выпавшего в пласте конденсата свыше 24 тыс.т углеводородов С₂Н₆₊. Обратно извлечено также с продукцией 47 млн.м³ закачанного газообразного агента и 60 млн.м³ пластового газа дополнительно.

На основании технико-технологических расчетов при нагнетании в течение первых пяти лет в пласт газообразного рабочего агента в объеме 2200 млн.м³ на опытном участке до конца разработки за 25 лет будет дополнительно получено свыше 800 млн.м³ пластового газа, свыше 170 тыс.т жидких углеводородов (фракции С₂Н₆₊). Практически весь закачанный газообразный агент будет извлечен из пласта в период разработки опытного участка по предлагаемому способу.

Реализация изобретения в сравнении с прототипом позволяет повысить углеводородоотдачу газоконденсатного месторождения и снизить капитальные и эксплуатационные затраты.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий извлечение газа из пласта на режиме истощения, закачку в пласт газообразного рабочего агента с последующим его вытеснением с выпавшим конденсатом, отличающийся тем, что извлечение газа на режиме истощения ведут до давлений ниже давления максимальной конденсации компонентов C₂H₆₊ пластовой углеводородной смеси, после чего в пласт закачивают газообразный рабочий агент, неравновесный по составу к пластовой углеводородной смеси, формируя его из i компонентов с константами Кi фазового равновесия, большими единицы, проводят смещение равновесия в системе и вызывают испарение компонентов ранее выпавшего конденсата с последующим их извлечением из пласта.

РИСУНКИ

Рисунок 1