Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к доразработке газоконденсатной залежи на завершающей стадии эксплуатации, и может быть использовано для совместной добычи и освоения остаточных углеводородов и пластовых промышленных вод. Техническим результатом является повышение углеводородоотдачи, эффективности разработки месторождения и диверсификация продукции скважин за счет доизвлечения остаточных газа и конденсата, добычи и переработки пластовой промышленной воды. Способ включает закачку воды через сетку нагнетательных скважины в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, доразработку ведут по участкам, связанным с основными тектоническими блоками месторождения, закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной по всем видам ограничений депрессии в пульсирующем режиме по величине дебита скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к доразработке газоконденсатной залежи на завершающей стадии эксплуатации, и может быть использовано для совместной добычи и освоения остаточных углеводородов и пластовых промышленных вод.
Известно, что процесс разработки газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения в режиме истощения сопровождается постоянным снижением пластового давления, что приводит к таким негативным явлениям, как обводнение залежи и выпадение конденсата в жидкую фазу. За счет прорыва языков обводнения краевой или подошвенной пластовой воды по наиболее проницаемым участкам пласта происходит защемление больших объемов газа. Выпадение конденсата в жидкую фазу приводит к образованию значительных конденсатонасыщенных объемов (до 15%) порового пространства вмещающих пород. Как защемленный газ, так и выпавший конденсат практически выпадают из разряда продукции добычи и в связи с этим остаются недоизвлеченными большие объемы углеводородов. В тоже время пластовые воды, обводняющие продуктивные пласты, зачастую относятся к промышленным по содержанию ценных компонентов и могут быть использованы в качестве гидроминерального сырья для получения ценной химической и редкометальной продукции.
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания посредством оптимального распределения дебитов скважин, что обеспечивает плановый отбор газа и высокий коэффициент газоотдачи и сопутствующее выпадение конденсата в пласт. Затем осуществляют заводнение пласта и извлечение жидкости (воды и конденсата) с целью повышения конденсатоотдачи (см. С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - С. 457-458, 506-507).
Недостатком данного способа является относительно низкая степень газоотдачи пласта, а также наличие проблемы утилизации попутно добываемых пластовых вод.
Известен способ разработки обводненной газоконденсатной залежи, в котором путем отбора пластовой воды при установленных ее дебитах извлекают выпавший в жидкую фазу конденсат (см. а.с. №1716106, опубл. 29.02.1992).
Недостатком способа является то, что в нем не учитывается наличие в обводненной залежи защемленного газа и возможности эффективного использования этого газа для повышения конденсатоотдачи, а также наличие проблемы утилизации попутно добываемой пластовой воды.
Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем отбора пластовых флюидов (нефти и пластовой воды) через добывающие скважины, расположенные для воды за контуром нефтеносности, а для нефти в центре нефтеносной зоны данного горизонта и закачки отработанной воды в нефтеносную зону пласта через нагнетательные скважины (см. патент РФ №2148159, опубл. 27.04.2000). В данном способе пластовая вода является целевым продуктом добычи. Способ позволяет диверсифицировать продукцию добычи скважин за счет использования пластовых промышленных воды в качестве гидроминерального сырья для извлечения ценных компонентов.
Недостатком данного способа является низкая степень углеводородоотдачи и неэффективность его использования для газоконденсатных залежей, т.к. он не предусматривает вовлечение в добычу защемленного газа и выпавшего конденсата.
Известен способ разработки газоконденсатной залежи, включающий отбор пластовой воды обводнившимися скважинами за счет которого снижается пластовое давление, что обеспечивает возврат подвижности защемленного газа, и образование водогазовой смеси при его взаимодействии с внедрившейся краевой или подошвенной водой (см. патент РФ №2137917, опубл. 20.09.1999). В процессе фильтрации в поровом пространстве водогазовая смесь взаимодействует с конденсатом, и образующийся сложный флюид извлекается добычными скважинами. Способ обеспечивает создание в пласте водогазового воздействия на выпавший конденсат и его извлечение через добывающие скважины.
Недостатками способа являются необходимость наличия разгрузочных скважин для отбора только пластовой воды, которые рекомендуется добуривать, и сложность поддержания требуемых градиентов давления. Не предусматривается также использование добываемых пластовых промышленных вод в качестве гидроминерального сырья.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений, включающий бурение перепускных и эксплуатационных скважин с последующей добычей через эксплуатационные скважины углеводородного сырья с поддержанием давления в разрабатываемой залежи путем перепуска пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий, при этом бурение перепускных скважин проводят за контуром нефтеносности до глубины, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений (СГСД) и создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений под нефтяную зону разрабатываемого месторождения (см. патент РФ №2079639, опубл. 20.05.1997).
Недостатками данного способа являются низкая степень повышения углеводородоотдачи и необходимость бурения специальных глубоких перепускных скважин до зоны сверхгидростатических давлений, а также значительные капитальные затраты, которые на этапе доразработки газоконденсатной залежи являются неприемлемыми. Кроме того, перепускаемая пластовая промышленная вода используется только для поддержания пластового давления и не рассматривается в качестве гидроминерального сырья.
Задачей изобретения является создание способа доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, обеспечивающего повышение углеводородоотдачи, эффективности разработки месторождения и диверсификацию продукции скважин за счет доизвлечения остаточных газа и конденсата, добычи и переработки пластовой промышленной воды.
Поставленная задача решается тем, что в способе доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, включающем закачку воды через сетку нагнетательных скважин в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, доразработку ведут по участкам, связанным с основными тектоническими блоками месторождения, закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной по всем видам ограничений депрессией в пульсирующем режиме по величине дебита скважины, при этом пульсацию отбора осуществляют через каждые 11-13 часов путем периодической эксплуатации скважины со сниженным дебитом до величины 0,6-0,8 максимальной величины дебита в течение 30-60 мин, пластовые промышленные воды после отделения от конденсата перерабатывают с получением ценной химической продукции.
На фигуре представлена схема сеток добычных и нагнетательных скважин на выбранном участке сводовой части южного купола Вуктыльского НГКМ.
Доразработка по участкам, связанных с основными, выявленными в площади месторождения тектоническими блоками и формирование в них небольших по размерам систем нагнетательных и добычных скважин обеспечивает надежность гидродинамической связи между зоной нагнетания и зоной добычи.
Высоконапорный переток промышленных пластовых вод совместимых по химическим свойствам с пластовыми водами продуктивного пласта активизирует фильтрационные процессы как в зонах защемления газа языками прорыва краевых и подошвенных вод, так и в зонах насыщенных выпавшим конденсатом.
Образование пьезометрического уровня в стволе нагнетательной скважины обеспечивает демпфирование его потока через перфорационные отверстия в продуктивную газоконденсатную залежь.
Поддержание максимально возможной депрессии между нагнетательными и добывающими скважинами обеспечивает энергетическую поддержку для активной фильтрации водогазовых и водогазоконденсатных смесей которые, достигая забоя добычных скважин, создают достаточный объем жидкого флюида для нормальной работы погружного насоса.
Физические основы метода воздействия пластовыми водами на остаточные углеводороды основаны на образовании фронта конденсат-вода, в результате чего постепенно увеличивается конденсатонасыщенность и образуется «вал конденсата». Насыщенность конденсата в нем превосходит критическую, и вал начинает двигаться впереди воды, постепенно увеличиваясь в размерах за счет охвата все новых объемов ретроградного конденсата. Тем самым конденсат постепенно вытесняется к добычным скважинам. Пульсации фильтрационного потока в доразрабатываемой газоконденсатной залежи, возникающие в результате изменения режима отбора жидкости, активизируют взаимодействие всех трех компонентов и фильтрационный процесс в целом за счет подключения к процессу фильтрации жидкости низкопроницаемых пропластков.
При снижении дебита скважины менее 0,6 максимальной величины дебита приводит к нарушению капиллярной сети в призабойной зоне пласта и уменьшению дебита углеводородной продукции, при снижении дебита скважины более 0,8 максимальной величины дебита не обеспечивает активизацию фильтрационных процессов и также приводит к уменьшению дебита углеводородной продукции.
При уменьшении пульсации дебита менее 11 часов не обеспечивается восстановление фильтрационных процессов и снижается дебит скважины, а увеличение пульсации дебита более 13 часов практически не оказывает влияния на фильтрационные процессы в плане улучшения работы скважины.
Работа скважины при сниженном дебите менее 30 мин. не приводит к улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, а увеличение времени работы скважины при сниженном дебите более 60 мин снижается объем добываемой углеводородной продукции.
Активный отбор пластовой жидкости из обводненных участков газоконденсатных залежей с одновременным перепуском пластовых вод позволит:
- увеличить градиент давления и скорость фильтрации газожидкостной смеси в пласте;
- изменить линии тока в продуктивном пласте и вовлечь большие объемы пластового флюида в процесс движения;
- извлечь продукцию из низкопроницаемых пропластков в процессе разработки, которые при более низких градиентах давления не разрабатывались.
Организация производства по извлечению ценных компонентов из пластовых промышленных вод повышает рентабельность заключительной стадии разработки месторождения и диверсифицирует продукцию скважин, что позволит осуществить в будущем возможное перепрофилирование промысла с сохранением как коммерческого, так и социального аспектов.
Сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.
Осуществление предлагаемого способа рассматривается на примере его реализации на обводненной части южного купола Вуктыльского НГКМ.
В соответствии с результатами детализационной сейсмики известно, что южный купол разделен на пять основных тектонических блоков. На основании анализа данных, для доразработки по предлагаемому способу, выбран обводненный участок месторождения на УКПГ-5, приуроченный к сводовой части южного купола Вуктыльского НГКМ, который полностью располагается в четвертом тектоническом блоке. Пластовые воды месторождения содержат йод в промышленных концентрациях (22 мг/л).
Процесс доразработки включает одновременную добычу пластовых флюидов из трех эксплуатационных объектов: из C1vn - C1st (веневско-стешевские отложения) отбирается высоконапорная пластовая промышленная вода, которая перепускается в центральную часть сетки добычных скважин; из С2m (отложения московского яруса) добывается газ; из С1pr - С2b (башкирские отложения) добывается газ и водоконденсатная смесь. Нижняя часть последнего эксплуатационного объекта относится к "переходной" зоне и вмещает смесь пластовой промышленной воды, газа, нефти расформировавшейся нефтяной оторочки и выпавший конденсат.
Объекты добычи в пределах южного купола расположены между отметками минус 2525 м и минус 3316 м. Высота - 791 м, ширина - 2,5-3,0 км, длина - 14,8 км.
В настоящее время пластовое давление в продуктивных отложениях московского яруса составляет 1,8-2,2 МПа, в башкирских отложениях - 8,1 -9,5 МПа, а в протвинско-веневских отложениях, пластовую воду которых планируется использовать для перетока в продуктивные отложения через нагнетательные скважины, - 30,7-31,2 МПа. Для расчетов давление столба жидкости на забое добывающей скважине принято давление 19 МПа, что обеспечит подъем столба жидкости на 1800-1900 м от забоя.
Для доразработки обводненного участка, дренируемый скважинами УКПГ-5, формируют сетку из скважин эксплуатационного фонда, из шести добычных (№№253, 197, 21, 148, 164 и 190) и двух нагнетательных скважин (№№230 и 191) (см. фигуру). Расстояния между нагнетательными и добычными скважинами составляют 200-300 м.
Осуществляют переоборудование, обвязку скважин и обустройство участка в соответствии с измененным технологическим режимом добычи и переработки продукции скважин. Осуществляют согласование технологических показателей работы промысла и участка переработки продукции скважин, с учетом утилизации отработанных вод.
Для отбора жидкости в добываемых скважинах используют насосы марки 2ЭВН5-25-1700 производства ОАО «ГМС Насосы», которые устанавливают на глубине 1700-1800 м от забоя с установкой обратного клапана на 25-30 м ниже установки насоса.
Отбор пластового флюида осуществляют в пульсирующем режиме по величине дебита скважины с понижением дебита до величин 10,5-16,5 м3/сут м3/сут в течение 30-60 мин через каждые 11-13 часов. Основной дебит отбора жидкости составляет 17,1-19,6 м3/сут на скважину, пульсации дебита по величине осуществляются понижением дебита в течение 30-60 мин через каждые 11-13 часов. Объем попутных пластовых промышленных вод составляет 13,2-15,0 м3/сут.
Закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины в объеме 40-45 м3/сут путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта С1vn - C1st в нижнею часть объекта из C1pr - С2b с достижением пьезометрического уровня в стволе нагнетательной скважины. В нагнетательных скважинах устанавливают устройства для регулирования перетока пластовых вод.
Из пластового флюида на поверхности отделяют газ, конденсато-нефтяную смесь. Попутная пластовая промышленная вода после отделения от углеводородов направляют на установку для сорбционного извлечения йода. Воду вначале подкисляют до значений рН=4-5, обрабатывают окислителем (хлор, перекись водорода) для получения элементарного йода и пропускают через сорбционные колонны. Йод из сорбционных колонок периодически десорбируют, маточный раствор перерабатывают с получением товарного йода марки Ч. Сквозное извлечение йода составляет 88-90%. Воду после извлечения йода направляют на утилизацию.
Результаты исследований при различных режимах работы скважин приведены в таблице
Как видно из таблицы, при эксплуатации скважин в режимах указанных параметров обеспечивается оптимальные технологические показатели добычи целевой продукции скважин, как углеводородной, так и гидроминеральной. При запредельных значениях параметров режима технологические показатели ухудшаются (примеры 1 и 6).
При доразработке обводненного участка по предполагаемому эксплуатационному фонду скважин можно получить дополнительно следующие жидкие углеводороды, защемленный газ и гидроминеральную продукцию:
| - конденсато-нефтяная смесь | - 7,26-8,31 тыс.т/год, |
| - газ | - 41,5-45,9 млн.м3/год; |
| - гидроминеральное сырье | - 30,66 тыс.м3/год |
| - йод | - 0,59-0,65 т. |
Таким образом, реализация предполагаемого способа позволит осуществить доразработку обводненных участков газоконденсатных залежей с доизвлечением остаточных углеводородов, добычей и освоением пластовых промышленных води диверсифицировать продукцию скважин.
1. Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, включающий закачку воды через сетку нагнетательных скважин в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной депрессии по всем видам ограничений в пульсирующем режиме по величине дебита скважины, пластовые промышленные воды после отделения от конденсата перерабатывают с получением ценной химической продукции.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пульсацию отбора осуществляют через каждые 11-13 часов путем периодической эксплуатации скважины со сниженным дебитом до величины 0,6-0,8 максимальной величины дебита в течение 30-60 мин.
