СПОСОБ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЯНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Российский патент 2009 года по МПК B65G5/00 E21B43/16 

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений.

Известно, что после рентабельной выработки нефтяного месторождения в нем, в зависимости от степени неоднородности пласта и свойств сырой нефти, остаточная нефтенасыщенность составляет до 45% и выше (Справочник по добыче нефти. Под редакцией Ш.К.Гиматудинова. М., Недра, 1970; Бабалян Г.А. Технология добычи нефти и бурения скважин. Уфа, Башкнигоиздат, 1978). Остаточная нефть состоит из наиболее тяжелых ее фракций, обладающих большей плотностью, вязкостью и содержащих большое количество тугоплавких высокомолекулярных парафинов (C_nH_2n+2), вследствие чего она обладает низкой фильтрационной способностью. Аналогично, газовый конденсат, выпавший и оставшийся в пласте, также имеет повышенное содержание высокомолекулярных парафинов.

При создании ПХГ в истощенных и обводненных месторождениях нефти и нефтегазоконденсатных месторождениях, его циклической эксплуатации вследствие физико-химического взаимодействия компримированного газа в пласте с остаточной нефтью будут происходить фазовые превращения - газ растворяется в остаточной нефти, существенно снижая ее вязкость и плотность. В свою очередь, в нефти растворяются высокомолекулярные углеводороды парафинового ряда и нефть, в целом, приобретает большую подвижность. При отборе газа из ПХГ эта, ранее неподвижная, нефть будет фильтроваться вместе с газом и водой к скважине и будет иметь место увеличение нефтеотдачи уже истощенного месторождения, в котором создается ПХГ. Таким образом, технико-экономические характеристики ПХГ повысятся за счет дополнительно добытой нефти, увеличения степени использования порового объема пласта-коллектора для подземного хранения газа и экономии пластовой энергии при отборе газа из ПХГ, следовательно, повышения потенциала ПХГ.

Однако в процессе подъема двухфазной трехкомпонентной (газ-нефть-вода) газожидкостной смеси (ГЖС) в насосно-компрессорных трубах (НКТ) происходят существенные явления, которые негативно отражаются на эксплуатационных характеристиках ПХГ:

1) происходит изменение термодинамических параметров ГЖС, т.к. пластовые и поверхностные параметры давления (р), объема (V), температуры (T) резко отличаются;

2) в НКТ в добываемой продукции происходят обратные фазовые превращения (разгазирование нефти, появление третьей фазы - кристаллизация тугоплавких парафинов);

3) происходит образование неравновесных грубодисперсных систем: газовых и водонефтяных (прямых и обратных) эмульсий. Неравновесные грубодисперсные водонефтяные гидрофобные (обратные) эмульсии резко, не аддитивно, отличаются по вязкостным характеристикам от исходных компонентов и оказывают отрицательное влияние на добычу газа и жидкости.

4) образование асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на стенках НКТ, а также промысловых трубопроводов приводит к уменьшению их проходного сечения и к повышению потерь на трение пластовой энергии.

Все это приводит к уменьшению депрессии на пласт и снижению дебита скважины по газу и жидкости, что снижает эффективность ПХГ в истощенных нефтяном и нефтегазоконденсатном месторождениях.

Движение ГЖС в НКТ при отборе газа из ПХГ в зависимости от расположения скважин на ПХГ и периода отбора характеризуется различными режимами - пузырьковым (эмульсионным), пробковым (снарядным) и кольцевым (стержневым). Гидродинамические потери энергии, пульсации давления и возникающие вследствие этого вибрации являются наибольшими при пробковом и кольцевом режимах, что неблагоприятно сказывается на эффективности (коэффициент полезного действия) подъемника и надежности (прочность и долговечность) оборудования скважины.

Известно также, что гидродинамические потери на трение при подъеме газонефтеводяной смеси из забоя на поверхность составляют малую долю (до 0,1) от потерь на преодоление давления столба ГЖС (Сахаров В.А., Мохов М.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в вертикальных трубах и промысловых подъемниках. М., Нефть и газ РГУ нефти и газа им И.М.Губкина, 2004, с.24). Давление столба ГЖС в забое оценивается по формуле р_гжс=ρ_гжс gH, где Н - вертикальная глубина забоя.

Известно также, что плотность ρ_гжс наименьшая при пузырьковом (эмульсионном) режиме течения вследствие более равномерного распределения и малой относительной скорости газовой фазы.

Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации скважины, продуцирующей газонефтеводяную смесь, необходимо решить следующие задачи:

1. Максимально по высоте скважины обеспечить пузырьковый режим течения;

2. Создать условия инверсии гидрофобных высоковязких водонефтяных эмульсий;

3. Предотвратить или замедлить образование крупных кристаллов парафинов и формирование на стенках НКТ АСПО, уменьшающих проходное сечение НКТ и промысловых трубопроводов.

Существующие способы создания и эксплуатации подземного хранилища газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях не учитывают эти явления и не решают указанные задачи.

Так, в способе эксплуатации подземного газохранилища в истощенном нефтегазоконденсатном пласте (А.С. №1743130, 1994) предлагается увеличение степени извлечения жидких углеводородов и обеспечение притока нефти к скважинам из застойных зон достигать за счет замены отбираемого объема буферных флюидов углеводородной смесью метанового ряда с молекулярной массой 17-60 кг/моль. Как видно, в этом документе отсутствует решение перечисленных выше задач.

В способе эксплуатации истощенного месторождения жидких углеводородов (заявка №98103144, 1999), включающем закачку в хранилище и отбор из него газа через скважины, вскрывающие присводовую часть месторождения, отбор скважинами жидких углеводородов из погруженной части последнего, предлагается проводку и вскрытие нижней части стволов скважин для отбора жидких углеводородов осуществлять в пластах коллекторах, имеющих пласты-покрышки, проницаемость которых на порядок и более ниже проницаемости пластов-коллекторов, залегающих выше пластов-покрышек. В этом способе также отсутствует решение перечисленных выше задач.

В способе эксплуатации группы истощенных нефтегазоконденсатных месторождений (Патент РФ №2175382, 1998) патентуется способ использования газа из ПХГ, созданного в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении, для повышения отбора жидкого продукта из соседних истощенных нефтегазоконденсатных месторождений. Этот патент также не рассматривает решение перечисленных выше задач.

Таким образом, в обнаруженных патентных материалах по созданию и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях отсутствуют решения перечисленных задач.

При эксплуатации нефтегазового оборудования, в том числе нефтяных скважин, для эффективной работы последних, предотвращения образования АСПО используют поверхностно-активные вещества.

Так, например, известны сложные составы, направленные на повышение эффективности предотвращения образования АСПО и снижение гидравлических сопротивлений при добыче и транспорте высоковязкой нефти по трубам (патенты РФ №1706204, 1989, №1132535, 1983), включающие водорастворимые поверхностно-активные вещества.

В способе газлифтной эксплуатации нефтяной скважины (патент РФ №2122106, 1997), включающем подачу газа в поток добываемой пластовой жидкости, с целью увеличения кпд газлифтного подъемника, сокращения расхода рабочего агента, для гидрофобизации внутренней поверхности НКТ последнюю осуществляют путем дозированной подачи катионного ПАВ совместно с газом.

Вследствие специфики технологического процесса создания и эксплуатации ПХГ в истощенных месторождениях, в том числе работ используемых при этом скважин, описанный прием использования указанных ПАВ не может быть использован для эффективного комплексного решения перечисленных выше задач.

Важным общим недостатком применения водорастворимых ПАВ является экологический ущерб при утилизации пластовой воды, в которой остаются водорастворимые, чаще всего биологически жесткие реагенты.

Таким образом, комплексного решения сформулированных задач, имеющих место при создании и эксплуатации ПХГ в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, в указанных источниках не обнаружено.

Более близким к изобретению является способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, включающий закачку в хранилище и отбор из него газа через газонагнетательные скважины в присводовой части залежи и отбор нефти нефтедобывающими скважинами (пат. РФ 2175941, 1999). При этом для повышения эффективности извлечения нефти выделяют зоны наибольших запасов нефти и располагают горизонтальную часть ствола нефтедобывающих скважин в этих зонах с учетом зон наилучшей проницаемости пласта-коллектора и поверхности контакта газ-нефть, а также условия соблюдения наибольшего отдаления любой точки горизонтальной части ствола от забоев ближайших газонагнетательных скважин.

Недостатки способа заключаются в следующем.

В период отбора газа эксплуатация скважин характеризуется ростом обводненности, образованием водонефтяных эмульсий, формированием АСПО на стенках НКТ, что приводит к снижению депрессии на пласт, уменьшению степени использования порового объема пласта для подземного хранения газа. Добыча нефтегазоводяной смеси при этом способе производится без учета перечисленных негативных явлений.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях за счет обеспечения пузырькового режима течения максимально по высоте скважины, создания в НКТ условий инверсии гидрофобных водонефтяных эмульсий, предотвращения или замедления формирования АСПО на стенках НКТ, уменьшающих проходное сечение НКТ и снижающих депрессию на пласт.

Поставленная задача решается описываемым способом создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, включающим закачку в хранилище и отбор из него газа через скважины, при котором при отборе газа в забой, по меньшей мере, одной из скважин вводят композицию поверхностно-активных веществ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора, взятых в массовом соотношении от 5:1 до 1:5, причем указанную композицию вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.% от нефтяной фазы пластовой жидкости, отбираемой попутно с отбором газа.

Получаемый при этом технический результат заключается в повышении степени использования порового объема истощенного месторождения для подземного хранения газа, увеличения углеводородоотдачи пласта, повышении коэффициента полезного действия (кпд) подъемника и экологической надежности ПХГ.

Взаимодействию фаз и движению трехкомпонентной газожидкостной смеси из забоя скважины до наземных эксплуатационных устройств свойственен следующий физико-химический механизм.

Температура кристаллизации высокомолекулярных углеводородов парафинового ряда зависит от температуры (Т), газонасыщенности (Г) и давления (р), например, нормальные парафины - основное содержание нефтей (C_nH_2n+2) при n≥17 при нормальных условиях образуют кристаллы. Более высокомолекулярные парафины образуют кристаллы при более высоких температурах. Тепературой насыщения парафинами нефти принято считать ту температуру Т_нас, при которой основная масса парафинов образует кристаллы. При этом сильно изменяются реологические параметры нефти. Повлиять на образование кристаллов парафина в нефти можно только изменением перечисленных параметров, незначительное влияние оказывают на этот процесс физические поля (электрические, магнитные) (патент РФ 2194846, 2002). В процессе отбора газа из ПХГ в НКТ устанавливается стационарное распределение р и Т по высоте скважины, которые в соответствии с уравнением состояния определяют газонасыщенность нефти. Поднять на поверхность нефть без образования твердой фазы можно только при больших дебитах, при которых на устье скважины температура нефти Т_нефти≥T_нас. В ряде случаев, когда в пласте происходит сильное разгазирование нефти вследствие снижения давления, парафины кристаллизуются также и в пласте, ибо содержащийся в нефти газ, являясь наиболее легким углеводородом, приводит к общему разжижению нефти, т.е. является растворителем и для высокомолекулярных парафинов. Поэтому искусственное снижение давления насыщения нефти газом приводит к снижению температуры насыщения нефти парафинами. Экспериментально установлено, что нефтерастворимые ПАВ замедляют разгазирование нефти (Химические методы в процессах добычи нефти, Эммануэль Н.М., Зайков Г.Е. М.: Наука, 1987), следовательно, замедляют кристаллизацию парафинов. Однако кристаллизация более тугоплавких парафинов все же продолжается. Чтобы эти кристаллы не оказывали существенного влияния на реологические характеристики нефти, необходимо предотвратить образование и рост конгломератов из них, которые, образуя каркас, приводят к возникновению предельного напряжения сдвига нефти, т.е. нефть приобретает твердообразность. Установлено также, что нефтерастворимые ПАВ - депрессаторы, введенные в состав нефти в весьма малых концентрациях приводят к существенному замедлению роста кристаллов, адсорбируясь на поверхности кристаллов и изолируя их. Это замедляет изменение реологических параметров нефти и снижает температуру застывания. В углеводородных компонентах, таким образом, могут присутствовать все три фазы: твердая - кристаллы высокомолекулярных парафинов, жидкая - низкомолекулярные парафины и газовая.

При совместном движении газ, нефть и вода в результате турбулентного перемешивания взаимно диспергируются, образуя капли жидкой фазы в газовом потоке, и газовые включения в жидкой фазе в виде пузырьков различной величины - грубодисперсную газовую эмульсию. Все эти дисперсные системы неустойчивы и легко разделяются вследствие большой разницы в плотностях нефти и газа, воды и газа. Пластовая вода, являющаяся полярной жидкостью, по своей природе отличается от нефти - неполярной жидкости и не смешивается с нефтью на молекулярном уровне. Интенсивное перемешивание нефти и воды в турбулентном режиме приводит к диспергированию одной жидкости в другой и к образованию гидрофобных (В/Н - вода в нефти) и гидрофильных (Н/В - нефть в воде) эмульсий, имеющих сильно развитую поверхность и различную степень устойчивости. Устойчивость водонефтяных эмульсий определяется образованием на поверхностях дисперсной фазы адсорбционно-сольватных слоев природных эмульгаторов, состоящих из солей нафтеновых кислот и тяжелых металлов, низко- и высокомолекулярных смол, асфальтенов и твердых минеральных и органических веществ, присутствующих в нефтяной фазе. Из основных гидромеханических свойств эмульсий - плотность, вязкость и дисперсность - только плотность строго подчиняется правилу аддитивности, а остальные зависят от многих факторов и на сегодняшний день определяются по эмпирическим формулам.

Вязкость гидрофобных эмульсий может на один-два порядка превысить вязкость нефти. Нефтяные эмульсии с ростом обводненности часто проявляют неньютоновские свойства, что необходимо учитывать в расчетах. Однако определять расчетным путем реологические характеристики водонефтяных эмульсий в настоящее время возможно по эмпирическим формулам и только для конкретных нефтей. Известно, что максимальная вязкость наблюдается у гидрофобных эмульсий, содержащих 30-40% нефти и 70-60% воды.

При этом дисперсионной средой является нефть и образовавшиеся кристаллы парафинов приводят к образованию эмульсий Пикеринга и способствуют росту твердообразности гидрофобной эмульсии. Поэтому необходимо создать условия наступления инверсии - разрушить на поверхности ячеек эмульсии адсорбционно-сольватные слои природных эмульгаторов. Это достигается введением в состав эмульсии нефте- или водорастворимых деэмульгаторов, которые приводят к инверсии, т.е. гидрофобную эмульсию переводят в гидрофильную, вязкость которой кратно меньше вязкости гидрофобных эмульсий. Однако в присутствии газовой фазы в турбулентном режиме применение водорастворимых деэмульгаторов приводит к большему диспергированию газа и воды, повышая вязкость водогазовой составляющей сложной эмульсии. Поэтому необходимо использовать нефтерастворимые деэмульгаторы, которые разрушают адсорбционно-сольватные бронирующие оболочки и приводят к внутрискважинной деэмульсации водонефтяных эмульсий. Они же за счет снижения поверхностного натяжения на границе нефть-газ приводят к образованию неравновесных грубодисперсных газовых эмульсий (ГДГЭ) (типа пен), которые из-за большой разности в плотностях легко разлагаются на составные части в наземных условиях. При этом образовавшиеся кристаллики парафинов создают эмульсию Пикеринга для пары нефть-газ, способствуя их устойчивости в условиях НКТ. Газ становится более связанным с жидкой фазой и передает ей Архимедову силу и кинетическую энергию, в результате чего коэффициент полезного действия подъемника возрастает кратно.

Важнейшим недостатком применения водорастворимых веществ является их экологическая опасность, т.к. извлекаемая из скважины вода, содержащая водорастворимые ПАВ, является экологически вредной, чаще всего с большим сроком биоразложения или даже биологически жесткой. Утилизация таких вод сопряжена с большими расходами. При использовании нефтерастворимых ПАВ (деэмульгаторов и депрессаторов) по способу согласно изобретению эти вещества остаются в нефтяной фазе, не оказывая экологического ущерба.

Эффективно управлять этим сложным процессом возможно физико-химическим воздействием на поток ГЖС композицией нефтерастворимых поверхностно-активных веществ, обладающей синергетическим эффектом. Добавка в ГЖС расчетного количества указанной композиции ПАВ приводит к замедлению разгазирования нефти, продлевает пузырьковый режим, снижает плотность ГЖС, снижает вязкость эмульсии, снижает скорость роста кристаллов парафинов и снижает скорость образования АСПО. Внесение композиций ПАВ в поток ГЖС в забое эксплуатационной скважины позволяет совместить начало подготовки нефти, извлекаемой совместно с газом, и интенсификацию работы подъемника. Экспериментальные исследования механизма образования и движения дисперсных систем в пористой среде и в стволе скважины показали, что применение синергетических композиций ПАВ по способу согласно изобретению позволяет регулировать свойства трехкомпонентной смеси, эффективно снижая массу АСПО, реализуя внутрискважинную деэмульсацию и продлевая газоэмульсионный режим подъема двухфазной системы, который характеризуется меньшими гидравлическими потерями. В результате этого оптимально расходуется пластовая энергия и энергия газа, увеличиваются нефтеотдача и степень использования порового объема коллектора для подземного хранения газа, что повышает рентабельность эксплуатации ПХГ.

Способ проводят следующим образом.

При создании ПХГ в истощенное нефтяное или нефтегазоконденсатное месторождение через скважины закачивают газ. В период отбора газа через последние в забой скважины подают композицию поверхностно-активных веществ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора, взятых в массовом соотношении от 5:1 до 1:5. Указанную композицию вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.% от нефтяной фазы пластовой жидкости, отбираемой попутно при отборе газа.

В качестве нефтерастворимых ПАВ в описываемом способе могут быть использованы, в частности, такие нефтерастворимые ПАВ, как деэмульгаторы и депрессаторы Dissolvan (Диссолван), СНХК-4204 (ТУ 39.1469-90), Sepaflux (Сепафлакс), СНХК-4480 (ТУ Э9-05765670-ОП-220-96) и другие.

Пример:

В качестве примера проводят способ согласно изобретению, в котором используют композицию ПАВ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора Диссолван и депрессатора Сепафлакс. Условия проведения экспериментов приведены в табл.1.

Таблица 1 Условия проведения экспериментов с композицией Диссолван-Сепафлакс Наименование фактора Размерность Символ Уровни факторов Интервал варьирования -1 0 1 Обводненность % x₁ 0 45 90 45 Температура °С x₂ 40 60 80 20 Деэмульгатор (Диссолван) г/т х₃ 0 200 400 200 Депрессатор (Сепафлакс) г/т x₄ 0 200 400 200

Был реализован рандомизированный план полуреплики для получения четырехфакторной экспериментально-статистической модели образования ГДГЭ, учитывающей взаимодействия реагентов. Статистическая обработка результатов показала, что после отбрасывания незначимых коэффициентов адекватное уравнение регрессии имеет вид:

при q=2,00 см³/c:

Интерпретация полученной экспериментально-статистической модели приводит к следующему выводу:

- наиболее сильное влияние на процесс образования ГДГЭ оказывают обводненность (основной эффект этого фактора равен -1,77) и температура системы (основной эффект этого фактора равен +1,01), кроме того, они участвуют в парных взаимодействиях х₃х₄ и х₂х₃, знак коэффициентов которых отрицателен. В этих условиях значимое положительное влияние Диссолвана эквивалентно 52,9% влияния температуры и компенсирует 30,6% отрицательного влияния обводненности. Ввиду того, что влияние Сепафлакса в этих условиях незначимо, справедливо принять, что в парных взаимодействиях эффекты также обязаны обводненности и температуре. Коэффициенты при (x₃x₄+х₁х₂) и (х₂х₃+х₁х₄) показывают, что применение Диссолвана особенно эффективно при низких значениях температуры (ниже 60°С). При этом концентрация Диссолвана должна быть в пределах 200-400 г/т, а при температуре выше 60°С концентрация Диссолвана должна быть в пределах до 200 г/т. Из анализа условий экспериментов следует, что эффективное массовое соотношение Диссолвана и Сепафлакса составляет от 5:1 до 1:5. При использовании массовых соотношений, выходящих за рамки указанного значения, описанный технический результат не достигается.

Ввиду равенства диапазона изменения Диссолвана и Сепафлакса коэффициент b_x3x4, имеющий отрицательный знак, показывает, что наиболее предпочтительно массовое соотношение составляет величину 2:1.

Адекватная экспериментально-статистическая модель при q=367 см³/c имеет вид:

Интерпретация результатов экспериментов при повышенном расходе газа показывает, что в этом случае основной эффект Диссолвана значим с положительным знаком, а основной эффект Сепафлакса значим с отрицательным знаком, т.е. концентрация Сепафлакса должна быть менее 200 г/т. При совместном действии Диссолвана и Сепафлакса (коэффициент при x₁x₂+x₃x₄) низким значениям Сепафлакса (<200 г/т) должны соответствовать повышенные значения Диссолвана, т.е. и в этом случае подтверждается предпочтительность использования массового соотношения 2:1.

Композицию ПАВ вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.%, от нефтяной фазы пластовой жидкости, отбираемой попутно с отбором газа. Использование количеств композиции ПАВ, выходящих за рамки данного интервала, неэффективно.

По суточному дебиту добываемой нефти Q_H (т/сут) и требуемой концентрации композиции ПАВ С_н рассчитывается суточный расход композиции ПАВ (М т/сут):

М=C_нQ_н/100

Для удобства, соблюдения точности дозирования и его эффективности композицию подают в забой скважины в период отбора газа и сопутствующей пластовой жидкости в виде раствора в дизельном топливе специальными дозировочными насосами НДГЭ. НД1СК и др. через инжекционный клапан в забое скважины и импульсные трубки, прикрепленные специальными хомутами к НКТ в затрубном пространстве. Инжекционный клапан размещается в мандреле.

Оборудование, необходимое для обработки скважины, располагается вблизи устья скважины на расстоянии не менее 10 м и служит для приготовления и дозированной подачи раствора композиции в ГЖС в забой скважины. Расположение оборудования показано на чертеже.

Из истощенного и обводненного коллектора 1 в скважину поступают газ (2), нефть (3) и вода (4). Пакер (5) разобщает НКТ (8) с межтрубным пространством эксплуатационной колонны (9). Инжекционный клапан (6) размещается в мандреле (6), к которому подсоединены импульсные трубки (10). Импульсные трубки прикреплены к НКТ (8) с наружной стороны с помощью хомутов (7) и другим концом присоединены к насосу-дозатору (13). Композиция готовится в емкости (15) агрегата типа ЦА в дизельном топливе и подается в передвижную цистерну (14). Добываемая ГЖС попадает в сепаратор, где отделяется газ, уходящий в газосборный коллектор (17), а нефть - в нефтесборный коллектор (18). В емкости (19) собирается пластовая вода, подлежащая утилизации. Манометр (11) показывает давление в межтрубном пространстве. Управление потоком производится с помощью задвижек (12).

При дальнейшем изучении процесса повышения кпд системы «рабочий агент-подъемник» по полученной экспериментально-статистической модели учитывалось, что:

- распределение температуры в потоке ГЖС для каждой скважины является квазистационарным;

- обводненность продукции по скважине изменяется достаточно медленно,

- использование химреагентов должно быть экономически оправданным.

При фиксировании в уравнении значения обводненности (соответствующей оптимизируемой скважине) из уравнения (1,2) следует, что функция цели является линейной возрастающей функцией концентрации реагента. Для оценки эффективности этой технологии проведены промысловые испытания способа с использованием композиции ПАВ, состоящей из Диссолвана и Сепафлакса, взятых в различных массовых соотношениях, а именно 1:2, 1:1, 2:1. Испытания были выполнены на 6 малодебитных с различной степенью обводненности газлифтных скважинах, моделирующих эксплуатационные скважины ПХГ в истощенном и обводненном месторождении. Количество композиции составляло 0,02; 0,1 и 0,2 мас.% от нефтяной фазы пластовой жидкости соответственно. Полученные результаты опытно-промышленного внедрения способа приведены в Таблице 2.

Опытно-промышленные испытания показали:

- прирост добычи жидкости в среднем составил 40 мас.%;

- прирост добычи нефти в среднем составил 33 мас.%;

- межочистной период скважин от АСПО увеличился с 14-17 суток до 27-37 суток, что свидетельствует о снижении интенсивности образования АСПО на стенках скважин в период подачи композиций ПАВ в забой скважин.

Таблица 2 Сравнительная оценка эффективности подачи композиции ПАВ в забое скважин Параметры до подачи компози-
ции ПАВ при подаче компози-
ции ПАВ измене-
ние, % до подачи компози-
ции ПАВ при подаче компози-
ции ПАВ Измене-
ние, % до подачи компози-
ции ПАВ при подаче компози-
ции ПАВ Измене-
ние,% Номер испытания 1 2 3 Дебит по жидкости, м³/сут 11.7 14.9 +27 34 48 +41 19.1 24.6 +29 Обводненность 0.95 0.23 -76 1 1.3 +30 1.08 0.01 -99 Дебит по нефти, т/сут 10.0 12.8 +28 29 41 +41 16.3 21.2 +30 Дебит по газу, м³/сут 4048.2 4410.4 +8 7922 7920 -0.03 7238.9 6814.2 -6 Плотность добываемой жвдкости, кг/м³ 865 863 -0.1 865 865 +0.1 865 863 -0.2 Температура на устье, °С 28 28 0 33 33 0 29 28 -0.33 Номера скважин 4 5 6 Дебит по жидкости, м³/сут 37.0 54.0 +46 28.6 36 +26 30.0 45.0 +50 Обводненность 2.3 2.0 -13 41.6 50 +20 48 48 0 Дебит по нефти, т/сут 31.2 45.7 +46 14.5 15.6 +8 13.5 20.3 +50 Дебит по газу, м³/сут 6956 6966 +0.14 10496.2 9864 -6 12390 12375 -0.1 Плотность добываемой жидкости, кг/м³ 867 866 0 930 944 +1.5 940 940 0 Температура на устье, °С 28 31,5 +12,5 29.5 29.5 0 29 35 +17

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет повысить эффективность процесса создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, в частности повысить степень использования порового объема истощенного месторождения для поземного хранения газа, увеличить углеводородоотдачу пласта, повысить кпд подъемника и экологичность ПХГ.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) на базе истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Способ включает закачку в хранилище и отбор из него газа через скважины. Далее при отборе газа в забой, по меньшей мере, одной из скважин вводят композицию поверхностно-активных веществ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора, взятых в массовом соотношении от 5:1 до 1:5. Указанную композицию вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.% от нефтяной фазы пластовой жидкости, отбираемой попутно с отбором газа. Технический результат заключается в повышении степени использования порового объема истощенного месторождения для подземного хранения газа, увеличения углеводородоотдачи пласта, повышении коэффициента полезного действия подъемника и экологической надежности ПХГ. 1 ил., 2 табл.

Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях, включающий закачку в хранилище и отбор из него газа через скважины, отличающийся тем, что при отборе газа в забой, по меньшей мере, одной из скважин вводят композицию поверхностно-активных веществ, состоящую из нефтерастворимых деэмульгатора и депрессатора, взятых в массовом соотношении от 5:1 до 1:5, причем указанную композицию вводят в количестве от 0,02 до 0,2 мас.% от нефтяной фазы пластовой жидкости, отбираемой попутно с отбором газа.