Способ разработки газоконденсатной залежи

 

(19)SU(11)1133930(13)A1(51)  МПК ⁶    _E21B43/12(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯк авторскому свидетельствуСтатус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина:

(54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для оптимизации режимов разработки газоконденсатных углеводородных (УВ) систем. Известен способ разработки газоконденсатных залежей, включающий бурение скважин, измерение пластовых давлений и температур, установление депрессии на пласт и извлечение флюида. В этом способе с целью уменьшения потерь конденсата в пласте производят в процессе добычи продукции закачку в пласт извлеченного газа. Этот способ известен под названием сайклинг-процесс. Недостатками этого способа являются весьма большие энергетические затраты на закачку газа и невозможность быстрого использования этого газа в народном хозяйстве. Известен способ разработки газоконденсатной залежи, включающий извлечение пластового флюида путем установления депрессии на пласт и измерения пластовых и устьевых температур и давлений. Недостатком этого способа является то, что режим разработки при этом подбирается опытным путем, что обусловливает ошибки в выборе параметров режима и, как следствие, выпадение конденсата в пласте или скважине. Это приводит к потерям конденсата или нарушению установленного режима разработки залежи. Целью изобретения является предотвращение выпадения конденсата в пласте и скважине при разработке залежи с пластовой температурой, превышающей крикондентерм. Цель достигается тем, что в способе разработки газоконденсатной залежи, включающем извлечение пластового флюида путем установления депрессии на пласт и измерения пластовых и устьевых температур и давлений, определяют значение криконден- терма пластового флюида, давление при этой температуре и расчетную температуру, после чего проводят сравнение температур и при условии устьевой температуры меньше расчетной устанавливают депрессию на пласт, при которой устьевая температура превышает крикондентерм, или при условии устьевой температуры больше расчетной устанавливают максимальную технически возможную депрессию, при этом значение расчетной температуры определяют из следующего соотношения:
T_расч= T_пл- (P_пл-P_уст) где T_расч расчетная температура, ^оС;
T_пл, P_пл пластовая температура, ^оС, и пластовое давление, кг/см²;
T_м, P_м крикондентерм, ^оС, и давление при этой температуре, кг/cм²;
P_уст устьевое давление, кг/см². Способ основан на следующих положениях. Газоконденсатные системы, находящиеся в недрах, при температурах, превышающих крикондентерм, обычно разрабатывают в режиме "на истощение". При этом исходят из того, что при любом снижении давления в пласте при сохранении пластовой температуры жидкая фаза из этой системы не выпадает. Однако при движении газообразного флюида в пористой среде, какой является пласт, происходит снижение температуры флюида за счет "дроссельного" эффекта. Этот процесс подчиняется закону Джоуля-Томпсона и описывается выражением
ΔT εΔP, (1) где ΔT величина понижения температуры на участке движения флюида ^оС;
ΔP перепад давлений на этом участке;
ε коэффициент Джоуля-Томпсона, зависящий от состава флюида и физических свойств вмещающей его среды. Недоучет этого процесса при разработке рассматриваемых систем зачастую приводит к снижению температуры флюида до таких величин, когда из него начинает выпадать жидкая фаза. Если это происходит в пласте, то это приводит к ее потерям, а если в стволе скважины то к нарушению режима эксплуатации. Установлено, что для исключения указанных потерь и нарушений режима необходимо поддерживать такой режим эксплуатации, который подчиняется частному решению уравнения Джоуля-Томпсона при температуре, равной крикондентерму (Тм). Представим уравнение Джоуля-Томпсона в виде:
T_уст T_п (P_п P_у), (2) где T_уст температура на устье скважины;
T_п пластовая температура;
P_п пластовое давление;
P_у давление на устье скважины. Очевидно, что это уравнение прямой линии в координатах (P, T) с угловым коэффициентом ε. Для разработки любой газоконденсатной системы рассматриваемого типа оптимальным будет такой режим, при котором указанная прямая проходит через крикондентерм системы. Это условие выполняется в том случае, когда
ε (3) где T_м крикондентерм системы;
P_м давление при этой температуре. Температура, определяемая при этом условии, называется оптимальной. Таким образом, если определить крикондентерм системы и давление при этой температуре, то, зная температуру на устье скважины, можно определить, оптимален ли режим эксплуатации в данный момент. В том случае, если он не оптимален, следует подобрать такую депрессию, при которой температура на устье скважины соответствует уравнению (2) при выполнении условия (3). Способ осуществляют следующим образом. В пробуренной скважине при установившемся режиме измеряют пластовые давления и температуру. На малой (порядка 5-10 кг/см²) депрессии отбирают пробу пластового флюида. Определяют его крикондентерм и давление при этой температуре. Вычисляют коэффициент Джоуля- Томпсона для этих условий. Измеряют температуру на устье работающей эксплуатационной скважины и сравнивают ее с оптимальной температурой, рассчитанной по уравнению (2) с соблюдением условия (3). Если температура на устье меньше этого значения, то устанавливают такую депрессию на пласт, при которой эта температура не меньше крикондентерма. Если температура на устье будет больше этого значения, то устанавливают максимальную технически возможную депрессию. П р и м е р. На одном из месторождений Мангышлака одна из эксплуатационных скважин характеризуется следующим режимом: P_пл 432 кг/см², T_пл 163^оС, F_уст 132 кг/см², T_уст 88^оС. Три года эксплуатации скважина дает стабильный конденсатный фактор порядка 1000 г/см³. Крикондентерм пластовой системы оказался равным 115^оС, а давление при этой температуре примерно 250 кг/см². Тогда
ε 0,27 а T_уст 163-0,27 (432-132) 163-0,27˙ 300112^оС. Эта температура больше замеренной на устье, поэтому депрессию надо уменьшить до такого значения, при котором температура на устье будет не меньше 115^оС. При этом конденсатный фактор повысится, что подтверждается данными по соседней скважине этого месторождения, где конденсатный фактор превышает 2000 г/м³. Экономический эффект по сравнению с базовым способом, принятым за прототип, только на рассматриваемом месторождении может быть оценен следующим образом. Извлекаемые запасы конденсата при коэффициенте извлечения 0,48 утверждены в размере 0,5 млн.т. Повышение коэффициента извлечения до 1 позволяет извлечь 0,5/0,48 1 млн.т. Использование данного способа позволяет повысить коэффициент извлечения конденсата на любом эксплуатационном месторождении указанного типа.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий извлечение пластового флюида путем установления дипрессии на пласт и измерения пластовых и устьевых температур и давлений, отличающийся тем, что, с целью предотвращения выпадения конденсата в пласте и скважине при разработке залежи с пластовой температурой, превышающей крикондентерм, определяют значение крикондентерма пластового флюида, давление при этой температуре и расчетную температуру, после чего проводят сравнение температур и при условии устьевой температуры меньше расчетной устанавливают депрессию на пласт, при которой устьевая температура превышает крикондентерм, или при условии устьевой температуры больше расчетной устанавливают максимальную технически возможную депрессию, при этом значение расчетной температуры определяют из следующего соотношения

где T_раcч расчетная температура, ^oС;
T_пл, P_пл пластовая температура, ^oС, и пластовое давление, кг/см²;
T_м, P_м крикондентерм, ^oС, и давление при этой температуре, кг/см²;
P_уст устьевое давление, кг/см².