Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа Российский патент 2023 года по МПК E21B43/16 C10G5/00 E21B43/40 

Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа может быть использован на предприятиях газодобывающей и газоперерабатывающей отраслей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер на базе газоконденсатных месторождений.

Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатного месторождения рекомендуется нагнетать в газоконденсатный пласт различные агенты в газовой или жидкой фазе как углеводородного, так и неуглеводородного происхождения: диоксид углерода, легкие углеводороды, природный газ, воду и другие вещества (Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - С. 407).

Известен способ доразработки истощенных залежей природных углеводородов согласно которому:

- подготавливают залежь к доразработке;

- создают и/или используют, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину для закачки в залежь, по меньшей мере, одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов;

- закачивают, по меньшей мере, один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи;

- создают и/или используют, по меньшей мере, одну добывающую скважину;

- начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи;

- из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода;

- добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют, по крайней мере, в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь (патент на изобретение RU 2514078, МПК Е21В 43/16, заявлен 02.03.2012 г., опубликован 27.01.2014 г.). Недостатками данного изобретения являются:

• необходимость наличия на месторождении не входящих в номенклатуру оборудования газодобывающих предприятий инфраструктур для отделения повторно закачиваемого диоксида углерода;

• проблематичность разложения воды на водород и кислород и получения углеводородов из водного раствора диоксида углерода при комнатной температуре и давлении 1-1,5 МПа на железосодержащих катализаторах непосредственно в пласте с образованием углеводородов.

Известен способ разработки углеводородной залежи, включающий бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера и хвостовика, непрерывную закачку с дневной поверхности через межтрубное пространство стимулирующего агента, которым обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, и добычу углеводородов, при этом пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, а стимулирующим агентом обрабатывают прискважинную зону всего продуктивного пласта путем доставки этого агента в продуктивный пласт через зоны хвостовика, которые располагают между интервалами притока углеводородов в ствол скважины, пакер выполняют с возможностью инвертирования встречных коаксиальных потоков закачиваемого стимулирующего агента и добываемых углеводородов (патент на изобретение RU 2324048, МПК Е21В 43/16, Е21В 37/00, заявлен 24.05.2006 г., опубликован 10.05.2008 г.).

Недостатками данного изобретения являются:

• выборочная обработка стимулирующим агентом исключительно призабойной зоны вблизи работающей на отбор продукта продуктовой скважины, оставляющая основную массу пласта вне воздействия стимулирующего агента;

• отсутствие указаний о типе стимулирующего агента, его источнике, принципе отделения от выводимой из продуктовой скважины смеси газа, газоконденсата и стимулирующего агента;

• отсутствие на газодобывающих предприятиях оборудования, позволяющего отделять фракцию углеводородов С₅ и выше от попутного газа.

Известен также способ извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками -истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящем в состав единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, заключающийся в закачке в пласты газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечении газожидкостной смеси с последующим разделением на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода с выработкой товарных продуктов, диоксид углерода для закачки в пласты первого - истощаемого - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, на котором извлекают углеводородный газ с низким содержанием примеси диоксида углерода и соотношением примесей сероводорода и диоксида углерода на уровне (2-4):1, на начальной стадии работы вырабатывают из добываемого углеводородного газа второго - высокопродуктивного - газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, имеющего большее количество диоксида углерода и соотношение примесей сероводорода и диоксида углерода, близкое к 1:1, и подвергаемого очистке на газоперерабатывающих объектах единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера, имеющих в своем составе отделения для раздельной очистки добываемого углеводородного газа первого и второго газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками, при этом для добываемого углеводородного газа первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой очистку на начальном этапе его эксплуатации осуществляют в одну ступень с глубоким удалением одновременно сероводорода и диоксида углерода, но, по мере повышения концентрации примеси диоксида углерода в газе и приближения соотношения примесей сероводорода и диоксида углерода к 1:1, переходят на две ступени очистки - селективную и глубокую, а очистку добываемого углеводородного газа второго газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой постоянно осуществляют в две ступени - селективную и глубокую, после которых извлеченный диоксид углерода направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа для последующего транспорта в жидком виде до первого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой, где закачку осуществляют в нагнетательные скважины, размещенные на участках добычи газа и газоконденсата, а также газа и нефти на нефтяных оторочках, с последующим извлечением из продуктивных скважин газа, конденсата, в том числе ретроградного, и высокомолекулярных соединений, которые далее разделяют на газовую и жидкую фазы, при этом газовую фазу транспортируют на газоперерабатывающие предприятия, а жидкую фазу - на нефтеперерабатывающие предприятия единого газодобывающего и газонефтеперерабатывающего кластера (патент на изобретение RU 2613644, МПК Е21В 43/16, C10G 5/00, Е21В 43/40, заявлен 30.12.2015 г., опубликован 21.03.2017 г.). Недостатком данного изобретения является отсутствие интенсифицирующего внешнего воздействия на продуктивность второго месторождения.

При создании изобретения была поставлена задача формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, обеспечивающих его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, заключающемся в закачке в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечения газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера, при этом в зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы, при этом газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, поступает на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы, а при соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищается в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекается максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы, а на второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекается диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста диоксида углерода от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней.

Составы газов газоконденсатных месторождений в отличие от газовых дифференцируются как в пределах пласта, так и по глубине продуктивных пластов. Пределы изменения концентраций компонентов смеси функционально связаны с газоконденсатным фактором, наличием нефтяных оторочек, литологическими особенностями вмещающих пород и наличием трещиноватостей и других нарушений. Динамический, изменяющийся в ходе эксплуатации газоконденсатного месторождения и часто не предсказуемый состав газов существенно осложняет последующую переработку флюидов газоконденсатных месторождений, не позволяя работать газоперерабатывающему предприятию в стационарном режиме.

Специфической особенностью заявляемого изобретения является создание гибких связей между добывающей и перерабатывающей элементами кластера, которые должны учитывать характеристику сырья, поступающего на переработку, при этом газ содержит, наряду с метаном и легкими углеводородами, значительное количество диоксида углерода и сероводорода, который является сырьем процесса Клауса - производства элементной серы.

Соотношение сероводорода и диоксида углерода в углеводородном газе зависит от особенностей газоконденсатного месторождения и способов его эксплуатации, а работа установок по производству элементной серы требует определенных соотношений сероводорода и диоксида углерода в газовом сырье. При этом в составе углеводородного газа при эксплуатации истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками концентрация диоксида углерода значительно больше концентрации сероводорода, который преимущественно уже выделился из пласта на начальной стадии его высокопроизводительной эксплуатации и нефтеотдача от нефтяных оторочек малопродуктивна, тогда как при эксплуатации высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками в составе углеводородного газа концентрация диоксида углерода существенно ниже концентрации сероводорода.

При извлечении диоксида углерода и сероводорода на газоперерабатывающем элементе кластера обычно применяют абсорбционную технологию, в ходе которой жидкий абсорбент извлекает из углеводородного газа балластные компоненты, снижающие теплотворную способность производимого топлива, а при регенерации насыщенного абсорбента, сероводород и диоксид углерода выделяются как кислые газы, в которых соотношение концентраций диоксида углерода и сероводорода в значительной мере определяется их содержанием в очищаемом углеводородном газе. Полученные при регенерации абсорбента кислые газы на газоперерабатывающем элементе кластера направляются на сжигание в воздушной среде в печь-реактор процесса Клауса для получения дополнительного товарного продукта - элементной серы.

Содержание сероводорода в кислых газах более 50% по объему обеспечивает устойчивое горение кислого газа в печи-реакторе, диоксид углерода при этом является балластным компонентом. Если содержание сероводорода менее 50%, то необходимо принимать специальные меры для обеспечения стабильности пламени: предварительный подогрев кислого газа или воздуха, байпасирование части кислого газа мимо горелок, обогащение воздуха кислородом. Избыток диоксида углерода более 30% по объему (то есть при его концентрации в кислом газе более 80%) дестабилизирует горение газа, приводя к срыву факела, увеличивает расход тепла на нагрев газа до температуры реакции 1100-1300°С (так как диоксид углерода не участвует в целевой реакции и как балластный компонент потребляет значительную часть тепла процесса) и является источником образования COS и CS₂, образующихся с его участием в результате протекания побочных реакций.

Когда содержание кислых компонентов в газе велико и отношение концентрации сероводорода и диоксида углерода более 1:1 (например, 1.2:1), что характерно для высокопродуктивных месторождений, то газ подвергают глубокой очистке в одну ступень, получая сразу кислый газ с составом, приемлемым для сырья процесса Клауса. Когда содержание диоксида углерода в газе увеличивается так, что соотношение сероводорода к диоксиду углерода снижается до 1:1 и менее (например, на истощаемом месторождении при закачке в пласт диоксида углерода и обогащении за счет этого диоксидом углерода продуктового газа, поступающего далее на переработку на газоперерабатывающий элемент кластера) газ подвергают сначала селективной очистке, извлекая преимущественно сероводород и получая остаточную концентрацию сероводорода в очищаемом углеводородном газе на уровне нескольких мг/м³, и получая при регенерации абсорбента кислые газы, состоящие из сероводорода с приемлемой примесью диоксида углерода, используемые как сырье для процесса Клауса, а затем дополнительно к селективной очистке углеводородный газ подвергают глубокой очистке, например аминовыми абсорбентами, получая при регенерации преимущественно диоксид углерода, который далее направляется на газодобывающий элемент кластера для дополнительного извлечения нефти, конденсата и высокомолекулярных соединений. При этом избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки на газоперерабатывающем элементе кластера направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, поскольку диоксид углерода в жидкой фазе, особенно при сверхкритических параметрах, более эффективен для повышения газонефтеотдачи месторождения, по сравнению с подачей диоксида углерода в газовой фазе.

Распределение подачи выработанного диоксида диоксида углерода на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками не может быть зафиксировано как константная характеристика кластера, функционирование его в динамических условиях изменения состава добываемого газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер требует соответствующего динамического изменения как технологической схемы газоперерабатывающего элемента кластера, так и распределения потоков диоксида углерода, транспортируемого в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, диктуемого технологической картой эксплуатации кластера.

Транспорт в жидком виде диоксида углерода на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками может осуществляться в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки излишков диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста диоксида углерода от природного содержания его на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней. Это ограничение связано с тем, что введенный в продуктивный пласт диоксид углерода в конечном итоге будет переходить в углеводородные газы, повышая в них концентрацию и, соответственно, количество диоксида углерода, и необходимо, чтобы увеличение количества диоксида углерода в углеводородном газе, поступающем на газоперерабатывающий элемент кластера не превышало допустимых сверх проектных значений максимальных величин параметров работы оборудования абсорбционных установок селективной и глубокой амиловой очистки углеводородных газов (абсорберы, десорберы, теплообменные аппараты, насосы, экспанзеры, емкости и иные аппараты).

Как вариант решения технологической карты возможен транспорт диоксида углерода в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками в соотношении обратно пропорциональном их продуктивности по жидкой фазе. В этом случае учитывается, что при эксплуатации высокопродуктивного месторождения ввод небольшого количества диоксида углерода в пласт позволяет существенно увеличить продуктивность скважин уже за счет снижения вязкости и плотности нефти при растворении в ней диоксида углерода, тогда как для истощаемых месторождений необходимо не только снижать вязкость и плотность нефти, но и растворять оторочки высокомолекулярных соединений, для чего требуется дополнительно значительный расход диоксида углерода.

Целесообразно за счет закачки в нагнетательные скважины высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой диоксида углерода осуществлять замещение закачиваемого в месторождение углеводородного газа, что позволит за счет использования диоксида углерода как утилизируемого отхода кластера увеличить производство углеводородного газа как товарного топлива.

Полезно также перед подачей на газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой в диоксид углерода впрыскивать метанол, что снижает риск гидратообразования в транспортируемых углеводородных газах, особенно в регионах Крайнего Севера и вечной мерзлоты.

Целесообразно закачку диоксида углерода производить в нагнетательные скважины, сообщающиеся с зонами скопления в пластах ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений, добычу которых совместно с диоксидом углерода осуществлять с помощью продуктовых скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных скважин, что упрощает доставку жидкого диоксида углерода к нефтяным оторочками и ускоряет растворение ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений и их перемещение к продуктовым скважинам.

На фигуре 1 представлен один из возможных вариантов принципиальной схемы единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, который обеспечивает реализацию заявляемого способа извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа, с использованием следующих обозначений:

1 - комплекс газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками;

2 - истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой;

3 - высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой;

4 - газоперерабатывающий элемент кластера;

5.1, 5.2 - установки сепарации газожидкостной смеси;

6.1, 6.2 - установки селективной аминовой очистки углеводородного газа;

7.1, 7.2 - установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа;

8 - установка газофракционирования углеводородного газа;

9.1, 9.2 - установки получения элементной серы;

10-35 - трубопроводы.

Единый газодобывающий и газоперерабатьшающий кластер состоит из комплекса газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками 1, в состав которого входят истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 3, и газоперерабатывающего элемента кластера 4.

Добываемую из истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 газожидкостную смесь по трубопроводам 10 и 16, соответственно, направляют для разделения на газовую и жидкую фазы на установки сепарации газожидкостной смеси 5.1 и 5.2. Газовая фаза, содержащая легкие углеводородные газы с примесью азота, сероводорода, диоксида углерода и других газов, поступает по трубопроводам 12 и 18 на газоперерабатывающий элемент кластера 4, а жидкая фаза, содержащая газовый конденсат, нефть истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 и вымытые из пластов высокомолекулярные соединения, отводится по трубопроводам 11 и 17 для дальнейшей переработки.

Поступающая после установки сепарации газожидкостной смеси 5.1 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с повышенным содержанием диоксида углерода и сероводорода с их соотношением больше 1:1, добытая на истощаемом газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 2, перерабатывается последовательно: газовая фаза направляется по трубопроводу 12 на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1, на которой из газовой фазы удаляется сероводород и частично диоксид углерода, и далее по трубопроводу 24 поступает на установку глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1, где из углеводородного газа выделяется избыток диоксида углерода. Сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, получаемый после регенерации абсорбента, после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1 по трубопроводу 14 поступает на установку получения элементной серы 9.1 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 15 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1 по трубопроводу 13 поступает для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8 с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям. Избыточный диоксид углерода, выделенный на установке глубокой очистки углеводородного газа 7.1 по трубопроводам 30 и 31 направляется для закачки в продуктовые пласты соответственно истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 с расходами диоксида углерода согласно технологической карты кластера.

Поступающая после установки сепарации 5.2 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с содержанием диоксида углерода и сероводорода в соотношении меньшим или равным 1:1, добытая на высокопродуктивном газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 3, направляется по трубопроводу 18 на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий по трубопроводу 19, на установку получения элементной серы 9.2 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 23 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 по трубопроводу 32 поступает для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8, предварительно смешиваясь с углеводородным газом, поступающим по трубопроводу 13, с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям.

При изменении состава углеводородного газа в ходе эксплуатации высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 за счет повышения в нем концентрации диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера 4 включается в эксплуатацию резервная установка глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2. Поступающая после установки сепарации газожидкостной смеси 5.2 по трубопроводу 18 на газоперерабатывающий элемент кластера 4 газовая фаза с содержанием диоксида углерода и сероводорода в соотношении большим 1:1, добытая на высокопродуктивном газоконденсатном месторождении с нефтяной оторочкой 3, поступает на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, где выделяется сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий по трубопроводу 19 на установку получения элементной серы 9.2 для получения элементной серы, которая по трубопроводу 23 выводится на хранение и отгрузку потребителям. Очищенный углеводородный газ после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 по трубопроводу 20 поступает на установку глубокой аминовой очистки углеводородного газа (в основном, от избыточного диоксида углерода) 7.2, а очищенный углеводородный газ поступает по трубопроводу 22 для разделения на установку газофракционирования углеводородного газа 8, смешиваясь при этом с углеводородным газом, поступающим по трубопроводу 13, с получением отдельных компонентов или узких фракций: топливного газа в виде метановой фракции, этановой, пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракции или их смесей, направляемых далее по трубопроводам 25-29, соответственно, сторонним потребителям. Выделенный на установке глубокой аминовой очистки углеводородного газа от примесей 7.2 избыток диоксида углерода по трубопроводу 21 подается на истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 и по трубопроводу 35 подается на высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 3. Значения расходов диоксида углерода по трубопроводам 21 и 35 определяются технологической картой кластера. Для поддерживания внутрипластового высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 по трубопроводу 33 может подаваться часть углеводородного газа с примесью диоксида углерода после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 или по трубопроводу 34 может подаваться часть углеводородного газа после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2, Предпочтительным является вариант с подачей диоксида углерода по трубопроводу 35 на высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой под необходимым давлением вместо выше рассмотренных вариантов подачи по трубопроводу 33 части углеводородного газа с примесью диоксида углерода после установки селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2 или подачи по трубопроводу 34 части углеводородного газа после установки глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.2, поскольку ввод диоксида углерода под необходимым давлением позволяет одновременно поддерживать внутрипластовое давление, повышать отбор жидкого продукта за счет снижения его плотности и вязкости и увеличивать выход товарных продуктов на установке газофракционирования углеводородного газа 8, например, товарного топливного газа.

Предпочтительна подача диоксида углерода в истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками 2 и 3 по соответствующим трубопроводам в жидкой фазе, при этом, соответствующие потоки газофазного диоксида углерода компримируют и конденсируют в дополнительном блоке газоперерабатывающего элемента кластера 4 (не показан).

При динамичном изменении составов углеводородных газов и расходов потоков поступающих от истощаемого газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 2 и высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой 3 в течение их эксплуатации изменяются технологическая схема газоперерабатывающего элемента кластера 4 и распределение потоков диоксида углерода по истощаемому и высокопродуктивному газоконденсатным месторождениям с нефтяными оторочками 2 и 3 в соответствии с вводимыми коррективами в разработанную технологическую карту кластера.

Пример. На относительно небольшом расстоянии (160 км) расположены Оренбургское газоконденсатное месторождение (12 млрд м³ газа в год с примесями (в среднем) около 2,5% сероводорода и 0,7%) диоксида углерода) и Карачаганакское газоконденсатное месторождение (19 млрд м³ газа в год с примесями (в среднем) около 4,5% сероводорода и 6,5%) диоксида углерода), которые могут служить основой формирования межгосударственного кластера при строительстве мощного газоперерабатывающего предприятия. В соответствии с рассмотренным вариантом единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера (фигура 1) Карачаганакское газоконденсатное месторождение может рассматриваться как истощаемое газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой 2 (валовая добыча газа по итогам 2021 года составила 19 млрд м³, а в 2020 году - 20,2 млрд м³), а Оренбургское газоконденсатное месторождение как высокопродуктивное газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой с постоянной валовой добычей газа. Углеводородные газы Оренбургское газоконденсатного месторождения с соотношением сероводород : диоксид углерода, равным 3,57, перерабатываются в одну ступень на установке селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.2, при этом 0,3 млрд м³/год сероводорода и 0,084 млрд м³/год диоксида углеводорода будут направлены на установку получения элементной серы 9.2, Углеводородные газы Карачаганакского газоконденсатного месторождения перерабатываются последовательно на установках селективной аминовой очистки углеводородного газа 6.1 и глубокой аминовой очистки углеводородного газа 7.1, при этом 0,855 млрд м³/год сероводорода и 0.76 млрд м³/год диоксида углеводорода будут направлены на установку получения элементной серы 9.1, а 0,475 млрд м³/год диоксида углерода могут быть возвращены на месторождения для интенсификации газоконденсатной отдачи. В соответствии с технологической картой кластера предполагается выделенные из газовой фазы 0,475 млрд м³/год диоксида углерода израсходовать следующим образом: 0,2 млрд м³/год диоксида углерода направить по трубопроводу 30 на месторождение 2 (Карачаганакское газоконденсатное месторождение) для разбавления нефтяных оторочек и растворения высокомолекулярных компонентов, а 0,275 млрд м³/год диоксида углерода направить по трубопроводу 31 на месторождение 3 (Оренбургское газоконденсатное месторождение) для замены аналогичного количества неочищенного углеводородного газа закачиваемого в скважины для поддерживания внутри пластового давления. Замена 0,275 млрд м³/год углеводородного газа на 0,275 млрд м³/год диоксида углерода позволяет дополнительно произвести 0,24 млрд м³/год товарного топливного газа стоимостью 4762 руб./1000 м³ для предприятий и организаций. Экономический эффект от рассмотренного варианта функционирования кластера составляет 1,14 млрд руб./год. Дополнительная экономия может быть получена за счет использования насосов высокого давления для закачки жидкого диоксида углерода в скважины при давлении порядка 50 МПа для поддерживания внутрипластового давления вместо компрессоров для подачи углеводородного газа за счет уменьшения производительности перекачивающего агрегата при перекачке жидкости с расходом на два порядка меньше, чем при перекачке газа.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого кластера, обеспечивая его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции и связанное с этим повышение экономической эффективности работы кластера.

Изобретение относится к способу извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа. Техническим результатом является обеспечение формирования связей между добывающим и перерабатывающим элементами единого кластера, его функционирование в динамических условиях изменения состава добываемого углеводородного газа и различной продуктивности месторождений, входящих в кластер, а также увеличение выхода товарной продукции. Способ включает, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера. Также способ включает закачку в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечение газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость. Также способ включает очистку от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера. В зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы. Газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, направляют на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяют сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы. При соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищают в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекают максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы. На второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекают диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста углекислого газа от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ извлечения нефти, конденсата и углеводородного газа на комплексе, включающем, по крайней мере, два газоконденсатных месторождения с нефтяными оторочками - истощаемое и высокопродуктивное - с различным содержанием примесей сероводорода и диоксида углерода в добываемом углеводородном газе и входящих в состав единого газодобывающего и газоперерабатывающего кластера, заключающийся в закачке в пласты газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками диоксида углерода и извлечении газожидкостной смеси с последующим разделением ее на углеводородный газ и жидкость, очищаемые от примесей сероводорода и диоксида углерода на газоперерабатывающем элементе кластера с возвращением выделенного диоксида углерода на газодобывающий элемент кластера, отличающийся тем, что в зависимости от соотношения диоксида углерода к сероводороду в очищаемом углеводородном газе извлечение этих примесей из газа истощаемого и высокопродуктивного газоконденсатных месторождений с нефтяными оторочками на газоперерабатывающем элементе кластера выполняют раздельно в одну или две ступени абсорбционной очистки с последующим направлением части полученных кислых газов на установку по производству серы, при этом газ высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяными оторочками, в котором соотношение сероводорода к диоксиду углерода существенно более 1:1, направляют на установку селективной аминовой очистки углеводородного газа, где выделяют сероводород с допустимой примесью диоксида углерода, поступающий на установку получения элементной серы, а при соотношении диоксида углерода к сероводороду существенно более 1:1 очищают в две ступени: на первой ступени абсорбционной селективной очистки обогащенного диоксидом углерода газа извлекают максимально сероводород и частично диоксид углерода в соотношении, необходимом для эффективной работы установки по производству серы, а на второй ступени глубокой абсорбционной очистки газа извлекают диоксид углерода, направляемого далее на газодобывающий элемент кластера, извлеченный из газа избыточный диоксид углерода в процессе его подготовки направляют на компримирование до давления 7,0-8,0 МПа и конденсируют для последующего транспорта в жидком виде на истощаемое и высокопродуктивное газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками, в диапазоне от 0 до 100% от всего объема выработки диоксида углерода, поддерживая отклонение прироста углекислого газа от природного содержания на разрабатываемых месторождениях на уровне не более 20%, в пределах допустимого для проведения процесса абсорбции первой и второй ступеней.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что за счет закачки в нагнетательные скважины высокопродуктивного газоконденсатного месторождения с нефтяной оторочкой диоксида углерода осуществляют замещение закачиваемого в месторождение углеводородного газа.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед подачей на газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой в диоксид углерода впрыскивают метанол.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку диоксида углерода производят в нагнетательные скважины, сообщающиеся с зонами скопления в пластах ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений, добычу которых совместно с диоксидом углерода осуществляют с помощью продуктовых скважин, расположенных в непосредственной близости от нагнетательных скважин.