Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам извлечения конденсата из истощенной первичной разработкой обводненной газоконденсатной залежи.
Известен способ добычи защемленного газа, в котором замедляют вторжение контурной воды в газовый пласт за счет снижения ее фазовой проницаемости путем отбора воды из обводнившихся скважин, с целью снижения пластового давления до значения, меньшего, чем давление защемленного газа на определенную величину, и обеспечения условий для расширения остаточного газа и частичного его движения (см. авторское свидетельство N 571107, МКИ 4 E 21 B 43/20).
Недостатком способа добычи защемленного газа из газовой залежи, имеющей напор краевых вод, по авторскому свидетельству N 571107, МКИ 4 E 21 В 43/20 является то, что на газоконденсатном месторождении он может быть использован эффективно лишь для добычи газа. Его применение для извлечения из пласта выпавшего в жидкую фазу конденсата будет неэффективным вследствие неоптимального объемного соотношения вытесняющих агентов - внедрившейся в залежь контурной воды и защемленного газа.
Известен также способ разработки обводненной газоконденсатной залежи, в котором путем отбора пластовой воды при установленных ее дебитах извлекают выпавший в жидкую фазу конденсат (см. авторское свидетельство N 1716106, МПК E 21 B 43/20, 29.02.92, на 3 л.).
Недостатком способа является то, что в нем не учитывается наличие в обводненной залежи защемленного водой газа и возможность эффективного использования этого газа для повышения конденсатоотдачи. А известно, что совместное течение воды и газа в пласте, насыщенном жидкими углеводородами, способствует значительному повышению степени их извлечения (по сравнению с воздействием только водой).
Эффективность способа ограничена также возможностью его применения лишь для околоскважинной зоны, в то время как основной объем порового пространства залежи и содержащийся в нем выпавший конденсат такому воздействию практически не подвергается. Это связано с тем, что при высоких дебитах воды установление высоких скоростей ее фильтрации, за счет которой, собственно, и обеспечивается вовлечение выпавшего конденсата в процесс совместного с водой движения к забою скважины и последующее его извлечение, возможно только в околоскважинной зоне.
Кроме того, низкая эффективность и сложность реализации известного способа связана с ограниченной возможностью повышения дебита воды из-за снижения фазовой проницаемости в околоскважинной зоне вследствие расширения защемленного газа, вызванного понижением забойного давления.
Задачей изобретения является повышение конденсатоотдачи газоконденсатной залежи с активной законтурной областью, а также снижение энергозатрат.
Поставленная задача решается тем, что в известном способе разработки обводненной газоконденсатной залежи, включающем отбор пластовой воды обводнившимися скважинами, снижение пластового давления и извлечение выпавшего в жидкую фазу конденсата, отбором пластовой воды расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности, извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью, готовность которой к использованию для извлечения конденсата устанавливают по величине накопленного отбора воды (QВ, м3), определяемой из следующего соотношения:
где Ω - поровый объем залежи, м3;
Sв.ост - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед.;
β* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа-1;
Pз - среднее давление защемленного газа, МПа;
Sг - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ;
αгв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата ( αгв = 0,25-0,75),
при этом в период получения в пласте водогазовой смеси отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
отбором пластовой воды расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности;
извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью;
готовность водогазовой смеси к использованию устанавливают по величине накопленного отбора воды (QВ, м3), определяемой из соотношения:
где Ω - поровый объем залежи, м3;
Sв.ост - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед;
β* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа-1;
Pз - среднее давление защемленного газа, МПа;
Sг - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ;
αгв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата ( αгв= 0,25-0,75),
при этом в период получения в пласте водогазовой смеси, отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.
Вышеприведенные существенные отличительные признаки нам были неизвестны из патентной и научно-технической информации и в связи с этим являются "новыми".
Изобретение обладает "изобретательским уровнем", так как задача решена в нем нетрадиционным путем.
"Промышленная применимость" заявленного изобретения подтверждается лабораторными экспериментами.
Сущность изобретения заключается в возможности использования ресурсов и энергии защемленного газа и внедрившейся в газоконденсатную залежь контурной воды для создания из них водогазовой смеси с заданным объемным соотношением фаз, вытесняющей выпавший конденсат.
Сущность изобретения заключается также в обеспечении связанной системы пор, содержащих защемленный газ, и в предотвращении большой его подвижности на этапе формирования водогазовой смеси с "рабочим" соотношением фаз, а после ее получения - в обеспечении совместной фильтрации воды и газа, что каждый раз достигается созданием в пласте градиентов давления, соответствующих требуемым условиям, путем регулирования темпов отбора жидкости из обводненных скважин.
Предлагаемый способ осуществляется в два этапа следующим образом. На первом этапе в пласте с использованием ресурсов защемленного газа и внедрившейся контурной воды, то есть без закачки компонентов с поверхности, создают рабочий агент - водогазовую смесь (оторочки воды и газа) - для вытеснения выпавшего в жидкую фазу конденсата. С этой целью из всех обводненных, в том числе прекративших работу в результате обводнения, газоконденсатных скважин начинают отбирать жидкость одним из известных способов. Режим работы добывающих (жидкость) скважин устанавливают таким образом, чтобы градиент давления в пласте (ΔP/L)созд.ВГС был ниже величины, при которой защемленный газ становится подвижным и приобретает связность (ΔP/L)подв.защ.г., то есть в зоне отбора каждой скважины должно выполняться условие: (ΔP/L)созд.ВГС< (ΔP/L)подв.защ.г. Отбор жидкости из обводненных скважин ведется при строгом соблюдении указанного условия до достижения величины суммарной добычи QВ, определяемой из предложенного выше соотношения, при которой водогазовая смесь обладает наилучшими вытесняющими (конденсат) свойствами.
При активном проявлении законтурной области приконтурные добывающие скважины переводят в категорию разгрузочных с целью интенсивного отбора всей поступающей в залежь воды. При необходимости с этой же целью в приконтурной области на основных направлениях внедрения в залежь воды бурят дополнительные разгрузочные скважины.
На втором x этапе, создав в зонах отбора пластовых флюидов градиент (ΔP/L)выт.ЖУВ, превышающий значение (ΔP/L)подв.ВГС, которому соответствует порог гидродинамической подвижности водогазовой смеси, с помощью полученного в пласте рабочего агента вытесняют сконденсировавшиеся в пласте углеводорода к забоям добывающих скважин. Необходимый градиент давления, при котором водогазовая смесь вытесняет конденсат, создают в пласте путем дополнительного регулирования отборов жидкости из добывающих и/или разгрузочных скважин.
Изложенный способ может применяться на одном и том же объекте многократно. С этой целью процессы создания водогазовой смеси и последующего вытеснения с ее помощью конденсата за счет регулируемого отбора жидкости из обводненных скважин (при соответствующих градиентах давления в залежи) повторяют до достижения предела рентабельности добычи углеводородов или исчерпания ресурсов и энергии защемленного газа и/или пластовой воды.
Способ можно применять и как способ вторичной добычи выпавшего в пласте конденсата из полностью обводненных, законченных разработкой газоконденсатных месторождений, и как способ дополнительной добычи конденсата из обводненных (обводняющихся) участков газоконденсатных залежей.
Предварительно, перед осуществлением способа разработки, по приведенной выше формуле определяют величину суммарной добычи жидкости QВ, которая является критерием при установлении момента готовности создаваемой в пласте водогазовой смеси для вытеснения с ее помощью конденсата. Значения некоторых параметров, необходимых для проведения вычислений (коэффициента насыщенности порового пространства защемленным газом Sг, коэффициента упругоемкости пласта β* , давления защемленного газа Pз и т.д.) определяют известными методами на основе анализа материалов разработки залежи, геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, экспериментов на модели пласта и гидродинамических расчетов.
Значения ряда параметров (оптимальное объемное соотношение газообразной и жидкой фаз водогазовой смеси αгв с наилучшими для геолого-физических условий залежи и ее пористой среды вытесняющими свойствами, а также градиентов давления, соответствующих порогу гидродинамической подвижности водогазовой смеси (ΔP/L)подв.ВГС и защемленного газа (ΔP/L)созд.защ.г. определяют по результатам экспериментов на модели пласта при вытеснении конденсата водогазовой смесью при условиях, приближенным к реальным (наиболее важными из них являются: наличие естественной пористой среды, составленной из горных пород данного месторождения; соответствующие насыщенности кернов флюидами, в том числе углеводородным конденсатом, а также давление и температура).
Значения всех параметров, полученных на моделях пласта, целесообразно корректировать по результатам испытания метода в промысловых условиях, а затем в ходе его промышленного использования. При большом многообразии свойств коллекторов и флюидов геолого-физических условий на месторождениях не исключено, что указанные параметры процесса вытеснения могут иметь различные значения не только для различных залежей, но даже для разных участков в пределах одной залежи. По литературным источникам величина коэффициента αгв для нефтяных месторождений по данным лабораторных и промышленных экспериментов находится в диапазоне 0,25-0,75.
Пример конкретного выполнения.
В качестве примера использования приведенной выше формулы для определения объема воды, которую необходимо отобрать перед проведением водогазового воздействия, выполним расчет для гипотетического месторождения (исходные данные помещены ниже в табл. 1). Газоконденсатное месторождение считаем полностью обводненным; отбор воды осуществляется обводненными газоконденсатными добывающими скважинами; по геолого-промысловым и технико-экономическим условиям способ может быть осуществлен однократно.
Таким образом, при создании в пласте рабочего агента (водогазовой смеси с наилучшими вытесняющими свойствами, для извлечения выпавшего в пласте газового конденсата из залежи необходимо отобрать около 25 тыс.м3 воды.
Заявленное изобретение в сравнении с прототипом позволяет повысить конденсатоотдачу газоконденсатной залежи с активной законтурной областью, а также снизить энергозатраты.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения | 2019 |
|
RU2744535C1 |
СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЗАЩЕМЛЕННОГО ВОДОЙ ГАЗА | 2008 |
|
RU2379490C1 |
СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ КОНДЕНСАТООТДАЧИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1992 |
|
RU2043485C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛЬНЫХ И ТЕКУЩИХ ЗАПАСОВ ГАЗА ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ | 1999 |
|
RU2148153C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ | 1998 |
|
RU2154156C2 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2008 |
|
RU2386019C1 |
Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой | 2020 |
|
RU2762321C1 |
СПОСОБ УСТАНОВЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ДЕБИТОВ ДОБЫВАЮЩЕЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ | 1998 |
|
RU2154155C1 |
Способ разработки газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой | 1988 |
|
SU1643707A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ | 1995 |
|
RU2079639C1 |
Использование: в нефтегазодобывающей промышленности при разработке обводненной газоконденсатной залежи. Обеспечивает повышение конденсатоотдачи с активной законтурной областью, а также снижение энергозатрат. Сущность изобретения: по способу отбирают пластовую воду обводнившимися скважинами. Снижают пластовое давление в залежи отбором пластовой воды. Расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности. Извлекают газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде. Конденсат извлекают полученной водогазовой смесью. Ее готовность к использованию для извлечения конденсата устанавливают по величине накопленного отбора воды, определяемой из соотношения. В период получения в пласте водогазовой смеси отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси. В период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину. 1 табл.
Способ разработки газокоденсантной залежи, заключающийся в отборе пластовой воды обводнившимися скважинами, снижении пластового давления и извлечении выпавшего в жидкую фазу конденсата, отличающийся тем, что отбором пластовой воды снижают давление в залежи, расширяют защемленный газ и создают условия его подвижности, извлекают этот газ из обводненных зон и получают водогазовую смесь из защемленного газа и внедрившейся воды непосредственно в пористой среде, а конденсат извлекают полученной водогазовой смесью, готовность которой к использованию для извлечения конденсата устанавливают по величине накопленного отбора воды (Qв, м3), определяемой из следующего соотношения: где Ω - поровый объем залежи, м3; Sв.ост. - коэффициент остаточной водонасыщенности, доли ед.; β* - коэффициент упругоемкости пласта, МПа-1; Р1 - среднее давление защемленного газа, МПа; Sr - средний коэффициент насыщенности пласта защемленным газом, доли ед. ; αгв - объемное соотношение жидкой и газообразной фаз водогазовой смеси в пластовых условиях, при котором обеспечивается максимальная степень извлечения из пласта конденсата (αгв = 0,25-0,75), при этом, в период получения в пласте водогазовой смеси, отбор пластовой воды осуществляют при градиенте давления, не превышающем величины начального градиента фильтрации водогазовой смеси, а в период извлечения конденсата устанавливают в пласте градиент, превышающий эту величину.
Способ разработки газоконденсатного месторождения | 1989 |
|
SU1716106A1 |
SU 1678110 A1, 27.07.96 | |||
Способ разработки газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой | 1988 |
|
SU1643707A1 |
Способ автоматического регулирования подачи топлива в топку котла | 1987 |
|
SU1521990A1 |
RU 2070961 C1, 27.12.96. |
Авторы
Даты
1999-09-20—Публикация
1997-04-24—Подача