СПОСОБ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПЛАСТА Российский патент 1996 года по МПК E21B43/22 

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

Известны способы добычи газа из пласта, включающие увеличение проницаемости призабойной зоны с целью повышения дебитов газа скважин и снижения депрессии на пласт путем кислотных обработок породы, гидроразрыва пласта, гидропескоструйной обработки призабойной зоны (Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макагон, К. С. Басниев. Добыча природного газа. М. Недра, 1976, с. 250-269).

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи газа из газоконденсатного пласта, включающий остановку работающей скважины, очистку призабойной зоны скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, причем очистка пласта осуществляется путем нагнетания в пласт диоксида углерода в течение двух суток (Р.М. Тер-Саркисов, А. В. Николаевский, Б.В. Макеев. Накопление ретpоградного конденсата в призабойной зоне и его влияние на продуктивность скважин Астраханского ГКМ. М. Газовая промышленность, 1993, с. 23-25).

Недостатками известного способа являются существенное разбавление природного газа диоксидом углерода и, как следствие, увеличение мощностей для последующей очистки природного газа, необходимость сооружения насосных станций в антикоррозионном исполнении для его закачки в скважину, малый объем обрабатываемой зоны пласта, так как закачка диоксида углерода производится двое суток.

Изобретение направлено на повышение эффективности очистки пласта в окрестности скважины от углеводородного конденсата и снижение ее себестоимости.

Указанная задача решается тем, что согласно заявленному способу добычи газа из газоконденсатного пласта, включающему остановку работающей скважины, очистку пласта в окрестности скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, в качестве растворяющего агента используют газ, перепускаемый из скважины с высоким пластовым давлением, который предварительно подвергают сепарации от капельной жидкости без снижения давления, затем под собственным давлением нагнетают в пласт.

На фиг.1 и 2 приведены схемы реализации способа.

На схемах представлены две скважины с большим 1 и меньшим 2 пластовым давлением, газовый сепаратор 3, промысловый сборный пункт 4.

Способ осуществляют следующим образом. Скважина 2 пускается в работу с минимально допустимым давлением на устье и эксплуатируется до стабилизации дебита газа. После чего скважина 2 закрывается, газ из скважины 1 подается в устройство 3, где от него отделяется капельная жидкость (углеводородный конденсат и вода) и под собственным давлением газ сепарации подается в скважину 2. Углеводородный конденсат и вода из устройства 3 подаются на промысловый сборный пункт 4 (фиг.1).

Перепуск газа из скважины 1 в скважину 2 осуществляется за счет разницы устьевых давлений в скважинах. В свою очередь вес столба газа в стволе скважины приводит к тому, что достигается существенная разница давлений в сепараторе и на забое скважины. При поступлении газа сепарации в пласт температура его также повышается. В то же время известно, что с ростом давления в углеводородных газоконденсатных системах в ретроградной области они становятся растворителями тяжелых фракций углеводородного конденсата (Степанова Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М. Недра, 1974). Таким образом, благодаря росту давления газ сепарации, поступающий в пласт, растворяет в себе жидкую углеводородную фазу. Часть же жидкой углеводородной фазы, которая не растворилась в газе, оттесняется закачиваемым газом по пласту от забоя скважины.

После очистки пласта в окрестности скважины 2 от углеводородной жидкости из нее возобновляется добыча газа (фиг.2). После снижения производительности скважины до технологически допустимых пределов проводится повторная обработка пласта газом сепарации.

Пример.

Пример рассчитан для скважин Карачаганакского газоконденсатного месторождения. Продуктивная толща месторождения составляет более 1500 м. В процессе эксплуатации месторождения пластовое давление в ряде скважин, вскрывающих верхние горизонты месторождений (I объект), снизилось на 10 МПа и более. Пластовое давление в скважинах нижнего горизонта (II объект) осталось на уровне начального.

Расчеты были проведены для скважины 328 и скважины 146.

Скважина 328 вскрывает продуктивную толщу II объекта в интервале 4558-5105 м. Замеренное текущее пластовое давление составляет 53,8 МПа (начальное давление 55,5 МПа).

Скважина 146 вскрывает продуктивную толщу I объекта в интервале 3880-4047 м. Замеренное текущее пластовое давление составляет 42,8 МПа (начальное давление 51,9 МПа).

На основании геологической информации, замерах пластовых и устьевых давлений и температур по скважине 328 и скважине 146 была построена математическая модель бескомпрессорного перепуска газа из скважины 328 через сепаратор в скважину 146. Газоконденсатная смесь из скважины 328 поступает в сепаратор высокого давления, где от газа отделяется капельная жидкость. После чего газ сепарации (далее по тексту газ) под собственным давлением подается в скважину 146. Из табл. 1 видно, что пластовое давление по скважине 328 является достаточным для преодоления потерь давления в стволе скважин и наземном оборудовании и создании репрессий на пласт, обеспечивающих нагнетание газа в пласт под собственным давлением в широком диапазоне дебитов газа и забойных давлений.

После обработки пласта в скважине 146 в течение двух месяцев газом сепарации она пускается в эксплуатацию. В табл. 2 представлены расчетные дебиты газа скважины 146 по двум вариантам без обработки пласта газом сепарации и после обработки (дебиты по обоим вариантам рассчитывались при равных значениях депрессий на пласт). Из сопоставления вариантов следует, что после обработки дебит газа возрастает более, чем в два раза. Наибольший эффект достигается в первые шесть месяцев, после чего необходимо повторно обработать пласт газом сепарации. ТТТ1

Изобретение относится к области разработки месторождений, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. Изобретение направлено на увеличение продуктивности эксплуатационных скважин путем повышения эффективности очистки пласта в окрестности скважины от углеводородной жидкости и снижение ее себестоимости. Сущность заявленного способа добычи газа из газоконденсатного пласта в ее окрестности от углеводородной жидкости путем подачи в пласт газа, перепускаемого из скважины с высоким пластовым давлением, который предварительно подвергают сепарации от капельной жидкости без снижения давления. Газ сепарации, поступающий в пласт, растворяет в себе жидкую углеводородную фазу. Часть же жидкой углеводородной фазы, которая не растворялась в газе, оттесняется закачиваемым газом по пласту от забоя скважины. Газ в обрабатываемую скважину после сепаратора подается под собственным давлением. После обработки скважина вновь пускается в работу. 2 табл., 2 ил.

Способ добычи газа из газоконденсатного пласта, включающий остановку работающей скважины, очистку пласта в окрестности ствола скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что в качестве растворяющего агента используется газ, перепускаемый из скважины с высоким пластовым давлением, который предварительно подвергают сепарации от капельной жидкости без снижения давления, затем под собственным давлением нагнетают в пласт.