Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (варианты)

Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (варианты)

Реферат

 

Использование: при разработке месторождений, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. Обеспечивает повышение текущей добычи конденсата и конечный конденсат отдачи месторождения. Сущность заявленного способа добычи углеводородов из месторождений природного газа состоит в отборе газа из ряда скважин с высоким пластовым давлением, частичное выделение из газа конденсата в сепараторах высокого давления путем создания условий сепарации при минимально допустимом снижении давления (давление подачи газа в нагнетательные скважины), в том числе впрыска углеводородного абсорбента и нагрева газа перед сепаратором, и нагнетания газа в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров. Выделенный углеводородный конденсат направляется на газоперерабатывающий завод. Использование описанного способа на обустроенных газоконденсатных месторождениях позволяет увеличить текущую добычу конденсата без изменения существующих схем подготовки газа и тем самым вести опережающий отбор запасов углеводородного конденсата. Газ сепарации, нагнетаемый в продуктивные пласты, перемешивается с содержащимся в них газом и снижает давление начала выпадения углеводородного конденсата. Причем давление нагнетания газа поддерживается на таком уровне, чтобы нагнетаемый газ продвигался по высокопроницаемым пластам с пониженным пластовым давлением в результате опережающего отбора из них газа, не препятствуя поступлению газа из более низкопроницаемых пластов, содержащих основные запасы газа. Тем самым достигается более эффективное перемешивание нагнетаемого газа с пластовым. В результате снижения давления начала выпадения углеводородного конденсата повышается конечный коэффициент извлечения углеводородов и других компонентов из месторождения. 3 с.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных.

Известны способы повышения добычи углеводородного конденсата из газоконденсатных месторождений путем разработки месторождений с поддержанием пластового давления, в том числе путем рециркуляции отсепарированного газа с использованием компрессоров на высокое давление (Г.Р.Гуревич, В.А.Соколов, П. Т. Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с. 17) Известен способ разработки газоконденсатного месторождения с обратной закачкой сухого газа при снижающемся пластовом давлении путем частичного возврата в пласт отсепарированного газа с момента ввода месторождения в эксплуатацию. Применение этого способа позволяет утилизировать до 50-60% добываемого газа и одновременно добиться значительного повышения конденсатоотдачи по сравнению с отдачей при разработке на режиме истощения. К числу основных факторов, обеспечивающих достижение указанного эффекта, относятся частичное поддержание давления в залежи, возможность испарения части выпавшей жидкости фазы (конденсата) в недонасыщенный закачиваемый газ, повышение степени охвата пласта сухим газом за счет более равномерного дренирования залежи, возможность некоторого понижения давления ретроградной точки росы пластовой системы за счет изменения ее состава. Сепарация газа осуществляется при давлениях до 15,0 МПа с применением низкотемпературной сепарации и углеводородных абсорбентов (Г.Р.Гуревич, В.А.Соколов, П.Т.Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с. 19, 96).

Недостатком известного способа являeтся частичная консервация товарного (сухого) газа, его ограничение по применимости на месторождениях, содержащих менее 250 - 300 г/м³ углеводородного конденсата в газе (Г.Р.Гуревич, В.А. Соколов, П.Т.Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с.15, 16), имеющиx низкую проницаемость продуктивных коллекторов и резко выраженную неоднородность строения продуктивной толщи, необходимость сооружения дорогостоящих компрессорных станций, необходима подготовка газа перед подачей в компрессоры.

Наиболее близким к заявленному способу является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, при котором нефть отбирают из нефтяной толщи через фонтанные скважины, а газ - из газовой шапки с одновременным извлечением конденсата. Давление в пласте в начале разработки равно давлению насыщения. При понижении пластового давления в поровом пространстве пласта будет скапливаться конденсат, частично или полностью теряемый при добыче газа. Для поддержания пластового давления используют закачку рабочего агента - сухого (отсепарированного) газа. Месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами, через которые отбирают сырой газ, и нагнетательными, через которые ведут закачку сухого газа (А.И.Ширковский, Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979, с. 204-205, 226-227).

Однако все сооружения для эксплуатации газоконденсатного месторождения с поддержанием давления весьма дороги, требуют поддержания высокого давления (давление максимальной конденсации) и сложны конструктивно.

Изобретение направлено на повышение охвата группы газоконденсатных месторождений разрабатываемых с применением способа обратного нагнетания газа в пласт, опережающего извлечения запасов углеводородного конденсата и повышение коэффициента конечной конденсатоотдачи на обустроенных месторождениях, разрабатываемых в режиме истощения, без снижения объемов выработки товарного газа и других ценных компонентов с одновременным увеличением выработки конденсатопродуктов при относительно несложном оборудовании.

Указанная задача решается тем, что согласно заявленному способу разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающему обратную закачку отсепарированного газа при снижающемся пластовом давлении с момента ввода месторождения в эксплуатацию, для нагнетания используют газ из скважин с высоким пластовым давлением, при этом перед сепарацией либо газ подогревают, либо впрыскивают в газ углеводородный сорбент - высококипящую углеводородную фракцию и подогревают его, либо в отобранный газ впрыскивают углеводородный сорбент - высококипящую углеводородную фракцию при давлении, большем 15 МПа, а сепарацию газа производят при давлениях, необходимых для нагнетания газа путем создания условий сепарации при минимально допустимом снижении давления с последующим нагнетанием газа в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора.

Для получения дополнительного объема нагнетаемого газа высокого давления производится перераспределение отборов газа по действующему фонду скважин либо добуривание новых скважин на участках месторождения с высоким пластовым давлением. Частичное поддержание пластового давления позволяет производить перераспределение отборов газа без существенного снижения забойных давлений.

На фиг. 1, 2, 3 приведена схема реализации способа.

На схемах представлены скважина 1 с высоким пластовым давлением, газовая задвижка 2, газопровод высокого давления 3, устройство 4 для впрыска углеводородного абсорбента, подогреватель газа 5, газовый сепаратор 6, регулятор расхода газа 7, нагнетательные скважины 9, продуктивные пласты 10, промысловый сборный пункт 11, газоперерабатывающий завод 12.

Способ осуществляют следующим образом.

По первому варианту газ под высоким давлением из скважины 1 путем открытия задвижки 2 подается по газопроводам высокого давления 3 в подогреватели 5 и затем в газовые сепараторы 6, где отделяется капельный конденсат. Давление в сепараторе 6 может регулироваться путем открытия (закрытия) задвижки 2 (либо регулятором давления "после себя"), либо снижением (увеличением) дебита газа регулятором 7 (фиг. 1). Соотношение давления в сепараторе и дебита газа для каждого конкретного случая определяется путем специального технологического расчета. Газ сепарации из газовых сепараторов 6 без снижения давления под собственным давлением нагнетается в скважины 8, конденсат из газовых сепараторов 6 и газоконденсатный поток из эксплуатационных скважин 9 подаются на промысловый сборный пункт 11 и далее на газоперерабатывающий завод 12.

По второму варианту в газ перед сепаратором дополнительно осуществляют впрыск углеводородного сорбента - высококипящих углеводородных фракций устройством 4 и подогрев (фиг. 2).

По третьему варианту в газ перед сепаратором осуществляют впрыск высококипящих углеводородных фракций устройством 4 при давлениях выше 15 МПа, подогрев газа не производят (фиг. 3). Впрыск углеводородного сорбента при высоких давлениях позволяет выделить из газа высококипящие фракции, присутствие которых в газе повышает давление начала конденсации и приводит к выпадению конденсата в пласте. При этом не происходит существенного снижения содержания в газе промежуточных компонентов (этана, пропана, бутанов). Присутствие же промежуточных компонентов способствует переходу в газовую фазу выпавших в пласте тяжелых углеводородных фракций и снижает давление начала конденсации при контакте закачиваемого газа с пластовым газом. Кроме того, на начальной стадии разработки месторождения давление в продуктивных пластах превышает 15 МПа поэтому впрыск высококипящих углеводородных фракций необходимо производить при давлениях более 15 МПа, для того чтобы обеспечивалось последующее нагнетание газа под собственным давлением в скважины 8.

Впрыск высококипящих углеводородных фракций осуществляется для более глубокого извлечения углеводородного конденсата из газа в сепараторе.

Подогрев газа перед сепаратором позволяет извлечь дополнительное количество конденсата из газа. Особенностью термодинамического поведения газоконденсатных смесей при высоких давлениях является то, что в области ретроградной конденсации при постоянном давлении повышение температуры газоконденсатной смеси приводит к переходу высококипящих углеводородов в жидкую фазу.

После сепарации независимо от варианта обработки газа, отобранного из скважин с высоким пластовым давлением, газ направляется в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора.

Предложенный способ разработки позволяет повысить текущую добычу углеводородного конденсата и конечный коэффициент конденсатоотдачи пласта.

Формула изобретения

1. Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающий обратную закачку в пласт предварительно отсепарированного газа, отличающийся тем, что для закачки в пласт используют газ, отобранный из скважин с высоким пластовым давлением, перед сепарацией осуществляют подогрев газа, а после сепарации газ направляют в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора.

2. Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающий обратную закачку в пласт предварительно отсепарированного газа, отличающийся тем, что для закачки в пласт используют газ, отобранный из скважин с высоким пластовым давлением, перед сепарацией осуществляют впрыскивание в него углеводородного сорбента - высококипящих углеводородных фракций и подогрев газа, а после сепарации газ направляют в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора.

3. Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающий обратную закачку в пласт предварительно отсепарированного газа, отличающийся тем, что для закачки в пласт используют газ, отобранный из скважин с высоким пластовым давлением, перед сепарацией осуществляют впрыскивание в него углеводородного сорбента - высококипящих углеводородных фракций при давлении выше 15 МПа, а после сепарации газ направляют в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3