Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи

 

Сущность изобретения: углеводородный растворитель и водный раствор ПАВ получают в пласте за счет размножения гомогенной жидкости в пластовых условиях. В качестве гомогенной жидкости используют водный раствор гидрокарбоната аммония 15 26%-ной концентрации. Объем гомогенной жидкости определяют из соотношения, указанного в описании. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазоконденсатных залежей.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатной залежи (авт. св. N 1666219), согласно которому зоны депрессионных воронок скважин, насыщенных выпавшим конденсатом, осушают путем их обработки углеводородным растворителем, например широкой фракцией легких углеводородов или двуокисью углеводорода (СО₂), а затем насыщают менее ценной, чем конденсат жидкостью 0,05-0,2% -ным водным раствором флотореагента ВЖС. Это позволяет за счет снижения остаточной конденсатонасыщенности увеличить текущую и конечную конденсатоотдачу. Следует отметить, что осушка призабойной зоны легкими углеводородами или СО₂ технологические процессы, осложненные с одной стороны отсутствием специального оборудования на высокое давление для закачки этих растворителей в пласт, с другой высокой их стоимостью и дефицитом.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при повышении нефтегазоконденсатоотдачи.

Для достижения этой цели предлагается технологически более простой способ активного воздействия на пласт, заключающийся в том, что в него закачивают гомогенную жидкость, разлагающуюся в пластовых термодинамических условиях на углеводородный растворитель и водный раствор с высокими поверхностно-активными свойствами.

В качестве гомогенной жидкости могут быть использованы: карбонизированная вода, моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, сульфидэтаноламин, карбонизированный при низких температурах (-213-233 К) метанол. Наиболее технологичным является водный раствор гидрокарбоната аммония NH₄HCO₃, который при температуре выше 313 К разлагается на щелочь аммония (NH₄OH) и двуокись углерода (СО₂). Образуемая на забое двуокись углерода способствует осушке призабойной зоны от выпавшего конденсата, а пористая среда насыщается раствором щелочи аммония, обладающим поверхностно-активными свойствами. Наиболее оптимальная концентрация водного раствора NH₄HCO₃ 15-26% Это обусловлено физическими свойствами этого химического соединения и промысловыми условиями реализации технологии. Поскольку раствор на промысле в течение года будет находиться при температуре 278-303 К, а максимальная концентрация его достигается при температуре 313 К, выше которой он разлагается на щелочь (NH₄OH) и двуокись углерода (СО₂), оптимальная концентрация его колеблется в пределах 278-299 К. Закачка в пласт гомогенной жидкости (NH₄HCO₃) технологична, так как может быть осуществлена жидкостными насосами.

Требуемый объем водного раствора гидрокарбоната аммония (V_г.ж.), необходимый для обработки зоны депрессионной воронки скважины, определяют по формуле V_г.ж. πκ t_стhmK_охв.К_г.ж.[1 (S_o + S_ост.г.)] (1) где κ пьезопроводность пласта, м²/с; t_сг. время стабилизации давления, с; h эффективная толщина пласта, м; m пористость; К_охв. коэффициент охвата пластов вытеснением газоконденсатной смеси закачиваемой гомогенной жидкости; S_o начальная водонасыщенность; S_ост. остаточная газонасыщенность при прокачке гомогенной жидкости; К_г.ж. объемный коэффициент, характеризующий гомогенную жидкость. Объемный коэффициент К_г.ж. определяется исходя из свойств гомогенной жидкости как отношение объема водного раствора гидрокарбоната аммония, необходимого для получения в пластовых условиях требуемого объема двуокиси углерода, к требуемому объему водного раствора ПАВ (NH₄OH).

Так, при разложении единицы объема гидрокарбоната аммония образуется эквивалентный объем аммиачной воды вдвое меньшей концентрации и 30-кратный объем двуокиси углерода (при стандартных условиях). Приведенный же к пластовым условиях объем двуокиси углерода, выделенной из единицы объема гидрокарбоната аммония, будет меньше и определится соответствующими термобарическими условиями. В зависимости от этого объема и определится коэффициент К_г.ж. Например, применительно к условиям Тимофеевского ГКМ (гор. В-16+В-17) при пластовом давлении 15,7 МПа и температуре 383 К из 1 м³ 10%-ного водного раствора гидрокарбоната аммония выделяется всего 0,25 м³ двуокиси углерода. Здесь требуемый объем углеводородного растворителя (V_у.р.) определялся по формуле:
V_у.р. πκ t_стhmK_охв.К_у.р. (1 S_o' S_o), (2)
где S_o' текущая насыщенность жидкостью, д.ед.

К_у.р. коэффициент, определяемый исходя из условий необходимых для эффективного процесса осушения пористой среды, К_у.р. 0,5 0,8.

Требуемый объем водного раствора ПАВ (V_р. щелочи NH₄OH) определялся по формуле
V_р. πκ t_стhmK_охв.[1 -(S_o + S_ост.г.) (3)
Расчет требуемых объемов углекислоты и водного раствора ПАВ определялись при следующих параметрах:
κ= 0,25 м²/с; t_ст 7200 с; h 10 м;
m 0,12; S_ост.г. 0,35; S_o 0,1; S_кр. 0,35; К_охв. 0,85; К_у.р. 0,65; S_o' 0,5.

Таким образом, для обработки зоны депрессионной воронки скважины радиусом 42,4 м и эффективной толщиной 10 м потребуется 1,5 тыс.м³ двуокиси углерода и 3,17 тыс.м³ водного раствора ПАВ. Для по-лучения в пластовых условиях 1,5 м³ СО₂ потребуется закачать 6 тыс.м³ (1,5 тыс.м³/0,25 м³ 6 тыс.м³) 10%-ного водного раствора гидрокарбоната аммония. Тогда коэффициент гомогенной жидкости К_г.ж. составит 6 тыс.м³/3,17 тыс.м³ 1,9. Таким образом, объемный коэффициент, характеризующий гомогенную жидкость, в каждом конкретном случае определяется индивидуально в зависимости от свойств выбранной жидкости при соответствующих термобарических условиях.

Способ осуществляется следующим образом. Потребный объем гомогенной жидкости, необходимый для обработки зоны депрессионной воронки скважины, определяют по формуле (1). Далее с помощью насоса закачивают эту жидкость в скважину. После закачки скважину выдерживают в статическом состоянии 3-5 сут и пускают в эксплуатацию. Если скважина не осваивается путем фонтанирования, освоение осуществляют другим способом, например, газлифтным. После вывода скважины на установившийся режим выбирают оптимальные условия ее эксплуатации. За период вывода на оптимальный технологический режим лишний объем водного раствора щелочи NH₄OH вместе с продукцией будет извлечен и после регенерации может быть использован повторно в технологическом процессе.

Дополнительный объем ( ΔV_к) конденсата, который будет извлечен за счет воздействия на зону депрессионной воронки водным раствором гидрокарбоната аммония, определится объемом буферного раствора (HN₄OH), необходимого для критического насыщения пористой среды. Этот объем ( Δ V_р.ост.) формирует остаточную насыщенность пористой среды
Δ V_р.ост. πκ t_стhm (S_кр. S_o) (4) где S_кр. критическая насыщенность пористой среды, выше которой жидкость приобретает подвижность S_кр. ≈ 0,35. Соответственно дополнительный объем конденсата ( ΔV_к) и его количество ( ΔG_к) можно определить из соотношений
ΔV_к (5)
ΔG_к=ΔV_к ˙ ρ_к, (6) где К_ус. коэффициент усадки конденсата;
Δ G_к плотность стабильного конденсата, г/см³.

При К_ус. 1,2 и ρ_к= 0,8 г/см³ дополнительная добыча конденсата оценивается в количестве 1,13 тыс.т.

Формула изобретения

1. СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий обработку пласта углеводородным растворителем и водным раствором ПАВ, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа при повышении нефтегазоотдачи, углеводородный растворитель и водный раствор ПАВ получают в пласте за счет разложения при пластовых термодинамических условиях гомогенной жидкостью, закачиваемой в пласт.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гомогенной жидкости используют водный раствор гидрокарбоната аммония 15 26%-ный концентрации.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем гомогенной жидкости определяют из соотношения
V_г.ж= πχt_стhmK_охвK_г.ж[1-(S_o+S_ост.г)] ,
где χ пьезопроводность пласта, м²/с;
t_ст время стабилизации давления, с;
h эффективная толщина пласта, м;
m пористость;
K_охв коэффициент охвата пластов вытеснением газоконденсатной смеси закачиваемой гомогенной жидкости;
S_о начальная водонасыщенность;
S_ост.г остаточная газонасыщенность при прокачке гомогенной жидкости;
K_г.ж объемный коэффициент, характеризующий гомогенную жидкость.