Способ поддержания пластового давления с использованием газовых композиций
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при возврате попутного газа и попутной пластовой воды, образующихся при разработке и эксплуатации нефтяных или газоконденсатных месторождений. Способ включает закачку в пласт водогазовой смеси, содержащей воду, попутно добываемую воду и попутно добываемую газовую композицию, включающую в себя метан-пропан-этан-бутановую смесь. При этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения состава компонентов газовой композиции. Попутно добываемые воду и газ отбирают после многоступенчатого процесса газо-водо-солеотделения, после каждой из ступеней анализируют содержание в воде и газе ингредиентов попутно добываемых воды и газа для определения диапазона процентного мольного состава ингредиентов в метан-пропан-этан-бутановой смеси, которые исключают образование в пластовых условиях солей и гидратов. Анализом кернов пласта определяют оптимальный интервал давления закачки, при котором обеспечивается максимально эффективная закачка водогазовой смеси без нарушения целостности пласта. При закачке водогазовой смеси производят изменения состава компонентов газовой композиции так, чтобы процент мольного состава каждого из ингредиентов или одного наиболее влияющего ингредиента в метан-пропан-бутановой смеси и давление закачки находились в определенном в лабораторных условиях диапазоне. Поддерживается интервал давлений, исключающий нарушение целостности пласта, исключается образование в пласте нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт. 3 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при возврате попутного нефтяного газа и попутной пластовой воды, образующихся при разработке и эксплуатации нефтяных или газоконденсатных месторождений после газо-водо-солеотделения.
Известен способ разработки залежи углеводородного сырья (патент RU № 2416023, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.04.2011 Бюл. № 10), характеризующийся тем, что закачивают попутный газ через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ, и/или пластовую воду и расположенный ниже продуктивного пласта, поддерживают начальное давление закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте, регистрируют изменение объемов и давления закачиваемого попутного газа и после стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт, создают в продуктивном пласте давление, превышающее его начальное значение для разработки залежи, при отсутствии влияния закачки попутного газа на продуктивный пласт закачивают попутный газ в дополнительные приемные пласты, при отсутствии влияния закачки попутного газа в последнем случае используют пласт для временного хранения попутного газа.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как необходимо наличие нижележащего принимающего пласта, сообщенного с продуктивным пластом для повышения продуктивности, необходимость строго придерживаться режимов закачки, так как поддержание давления должно быть в пределах не ниже давления раскрытия природных трещин, но не выше давления гидроразрыва пласта (ГРП), отсутствие анализа за содержанием состава закачиваемого газа на продукцию пласта, что может привести к выделению нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.
Известен также способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды (патент RU № 2317408, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.02.2008 Бюл. № 5), причем продукцию скважины направляют на сепаратор, в котором ее разделяют на малообводненную нефть с остаточным газом, воду и газ, затем воду и газ в смеси направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают водогазовую смесь в нагнетательную скважину или скважины, при этом перед закачкой водогазовой смеси в нагнетательную скважину или скважины на выходе из насоса-компрессора диспергируют водогазовую смесь с получением мелкодисперсной водогазовой смеси с газосодержанием от 10 до 30 об.% при давлении 15 МПа и выше.
Недостатками данного способа являются узкая область применения, так как данный способ применим для пластов с высоким внутрипластовым давлением (10 МПа и выше), а для других пластов закачка с давлением 15 МПа и выше может привести к нарушению целостности пласта, обсадной (эксплуатационной) колонны, насосно-компрессорных труб (НКТ) и/или соединений, и отсутствие анализа за содержанием состава закачиваемого газа на продукцию пласта, что может также привести к выделению нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.
Наиболее близким по технической сущности является способ стимуляции скважин (патент RU № 2632791, МПК E21B 43/26, E21B 43/27, C09K 8/594, опубл. 09.10.2017 Бюл. № 28) путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта сырья, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения и давления закачки более критического давления данной композиции.
Недостатками данного способа являются необходимость придерживаться режимов закачки без контроля за верхней границей, что может привести к нарушению целостности пласта, и отсутствие анализа за содержанием состава закачиваемого газа на продукцию пласта, что может привести к выделению нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт, а необходимость применения чистого азота значительно увеличивает стоимость реализации способа.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа поддержания пластового давления с использованием газовых композиций, позволяющего поддерживать интервал давлений, исключающий нарушение целостность пласта (разрыва пласта), и содержание компонентов закачиваемой водогазовой смеси, состоящей в том числе из попутно добываемых воды и газа, исключающих образование в пласте нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.
Техническая задача решается способом поддержания пластового давления с использованием газовых композиций, включающим закачку в пласт водогазовую смесь, содержащую воду, попутно добываемую воду, и попутно добываемую газовую композицию, включающую в себя метан-пропан-этан-бутановую смесь, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения состава компонентов газовой композиции.
Новым является то, что попутно добываемые воду и газ отбирают после многоступенчатого процесса газо-водо-солеотделения, после каждой из ступеней анализируют содержание в воде и газе ингредиентов, определяют в лабораторных условиях смешением продукции пласта и ингредиентов попутно добываемых воды и газа для определения диапазона процентного мольного состава ингредиентов в метан-пропан-этан-бутановой смеси, которые исключают образование в пластовых условиях солей и гидратов, а анализом кернов пласта определяют оптимальный интервал давления закачки, при котором обеспечивается максимально эффективная закачка водогазовой смеси без нарушения целостности пласта, причем при закачке водогазовой смеси производят изменения состава компонентов газовой композиции так, чтобы процент мольного состава каждого из ингредиентов или одного наиболее влияющего ингредиента в метан-пропан-этан-бутановой смеси и давление закачки находились в определённом в лабораторных условиях диапазоне.
Способ поддержания пластового давления с использованием газовых композиций реализуется в следующей последовательности.
Предварительно перед началом работ по поддержанию пластового давления (ППД) при помощи закачки водогазовой смеси отбирают выделившиеся из продукции пласта (нефти) попутно добываемые газ и воду после каждой ступени многоступенчатого процесса газо-водо-солеотделения, проводят анализ на содержание в воде и газе ингредиентов. Основными газами, содержащимися в попутно добываемом газе и влияющие на образование в пласте нерастворимых гидратов, являются метан, пропан, этан и бутан в различных вариациях. После чего в лабораторных условиях смешением продукции пласта и ингредиентов, попутно добываемых воды и газа для определения диапазона процентного мольного состава ингредиентов в метан-пропан-этан-бутановой смеси, которые исключают образование в пластовых условиях солей и гидратов. Прокачиванием водогазовой смеси через отобранные при бурении керны также определяют оптимальный интервал давления закачки, при котором обеспечивается максимально эффективная закачка водогазовой смеси без нарушения целостности пласта.
Перед закачкой в пласт через нагнетательные скважины приготавливают водогазовую смесь, для чего в смеситель (см. патенты RU №№ 2315859, 2513934, 2760111 или т.п.) подают воду с попутно добываемой водой и метан-пропан-этан-бутановую смесь из ступеней установки газо-водо-солеотделения (см. патенты RU №№ 2220756, 2412740, 2604351 или т.п.). При этом осуществляют управление потоками (дозаторами, управляемыми задвижками и/или т.п. – авторы на это не претендуют) из каждой ступени с возможностью изменения состава компонентов газовой композиции, чтобы процент мольного состава каждого из ингредиентов или одного наиболее влияющего ингредиента в метан-пропан-этан-бутановой смеси и давление закачки находились в определённом в лабораторных условиях диапазоне.
Примеры конкретного выполнения.
Пример 1
На Алексеевское нефтяном месторождении Республики Татарстан (АН РТ) на трехступенчатой установке газо-водо-солеотделения провели анализ выделяемого из продукции пласта попутно добываемого газа.
Данные анализов после первой ступени показаны в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование компонента | Результат испытаний | ||
| Об.% | Масс. % | Мол.% | |
| Кислород | 0,024 | 0,030 | 0,024 |
| Азот | 26,5 | 28,2 | 26,3 |
| Диоксид углерода | 2,67 | 4,5 | 2,67 |
| Метан | 43,5 | 26,6 | 43,3 |
| Этан | 13,2 | 15,3 | 13,3, |
| Пропан | 9,0 | 15,4 | 9,1 |
| и-Бутан | 0,99 | 2,25 | 1,01 |
| н-Бутан | 1,77 | 4,0 | 1,82 |
| и-Пентан | 0,42 | 1,20 | 0,43 |
| н-Пентан | 0,22 | 0,64 | 0,23 |
| н-Гексан | 0,114 | 0,41 | 0,123 |
| Пары воды | 0,88 | 0,63 | 0,92 |
| Сероводород | 0,024 | 0,95 | 0,73 |
Данные анализов после второй ступени показаны в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование компонента | Результат испытаний | ||
| Об.% | Масс. % | Мол.% | |
| Кислород | 0,015 | 0,012 | 0,015 |
| Азот | 10,0 | 6.9 | 9,8 |
| Диоксид углерода | 1,62 | 1,78 | 1,60. |
| Метан | 19,1 | 7,6 | 18,8 |
| Этан | 14,6 | 10,9 | 14,4 |
| Пропан | 28.6 | 31,8 | 28,6 |
| и-Буган | 4,8 | 7,1 | 4,9 |
| н-Бутан | 11.4 | 16,9 | 11,6 |
| и-Пентан | 3,58 | 6,7 | 3,70 |
| н-Пентан | 2.37 | 4.5 | 2.46 |
| Гексан | 1,74 | 4,0 | 1,86 |
| Вола | 0,60 | 0,28 | 0,62 |
| Сульфид водорода | 1,66 | 1,41 | 1,64 |
Данные анализов после третьей ступени показаны в таблице 3.
Таблица 3
| Наименование компонента | Результат испытаний | ||
| Об.% | Масс. % | Мол.% | |
| Двуокись углерода | 1,891 | 2,518 | 1,886 |
| Азот | 34,528 | 29,273 | 34,261 |
| Метан | 10,815 | 5,253 | 10,749 |
| Этан | 21,282 | 19,368 | 21,281 |
| Сероводород | 2,869 | 2,959 | 2,875 |
| Пропан | 23,247 | 31,024 | 23,449 |
| И-бутан | 2,413 | 4,244 | 2,465 |
| Н-бутан | 2,576 | 4,531 | 2,639 |
| Нео-пентан | 0,001 | 0,002 | 0,001 |
| И-пентан | 0,312 | 0,680 | 0,324 |
| Н-пентан | 0,056 | 0,122 | 0,059 |
| гексаны | 0,007 | 0,019 | 0,008 |
| гептаны | 0,003 | 0,007 | 0,003 |
Показатели мольного % метана, пропана, этана и бутана выделены жирным шрифтов в таблицах 1–3.
В ходе анализа выяснились следующие закономерности: гидраты выделяются при мольном % содержании более 29 мол.% для пропана, этана и бутана, а для метана – 10 – 20 мол.%. Так как ни на одной из ступеней содержание пропана, этана и бутана не превышает 29 мол.%, то весь анализ и регулировка будет вестись по метану.
Известно, что процентное содержание элементов определяется по формуле:
[1]
где qср – содержание соответствующего газа в газовой композиции, мол.%;
n – количество ступеней в установке газо-водо-солеотделения, из которых отбирается попутно добываемый газ;
ki – количество долей взятых из соответствующей i-той ступени для водогазовой композиции;
qi – содержание соответствующего газа в газовой композиции из соответствующей i-той ступени для водогазовой композиции, мол.%.
В качестве попутно добываемой воды оказалась минерализованная вода с плотностью 1137 кг/м3, в которой наиболее опасными для выпадения в осадок являются соли магния и кальция, которые при повышении температуры до температуры кипения активно выпадают в осадок (становятся нерастворимыми в воде).
При прокачке через керн продуктивного пласта определили оптимальный интервал (диапазон) давлений, которые обеспечивают максимально эффективную закачку водогазовой смеси (минимальное сопротивление и максимальную скорость закачки) без нарушения целостности пласта, это составило 8 – 11 МПа.
По формуле [1] определил доли газа (метана) для водогазовой смеси:
Что полностью соответствует заданным требованиям для метана – 10 – 20 мол.%.
С другими компонентами, при необходимости, проводят аналогичные расчеты, с учетом того, что ki должны быть одинаковыми во всех формулах [1], чтобы не прибегать к разделению газов перед смешением. Подбор необходимо осуществлять до получения всех показателей мол.% компонентов в выбранном в лабораторных условиях интервале. Для более быстрого расчета возможно использование счетно-вычислительных систем (например, компьютеров, цифровых станций или т.п.). Для нашего примера достаточно мол.% только метана.
При изменении соотношения в большую сторону в водогазовой смеси количество газа из третьей ступени повышают количество газа из первой ступени и/или снижают количество газа из первой ступени установки газо-водо-солеотделения, а при снижении – наоборот: снижают количество газа из первой ступени и/или повышают количество газа из первой ступени, для нахождения мольного % состава соответствующего газа (у нас метан) в определённом в лабораторных условиях диапазоне.
При этом давление закачки водогазовой смеси поддерживают в интервале (диапазоне) оптимального интервала давления закачки 8 – 11 МПа, измеряемого на выходе устьевого нагнетательного насоса.
Пример 2.
На Ашальчинском месторождении РТ сверхвязкой нефти на первое место выходит также снижение возможности выпадения солей из минерализованной воды закачиваемой в пласт. Содержание газа регулируется аналогичным способом, описанным в первом примере (согласно формулы [1]). Для паро-гравитационного воздействия на пласт давление закачки должно не превышать допустимое давление для кровли пласта – 9МПа, но не ниже давления парообразования воды. При закачке парогазовой смеси температурой 160 – 180 ºС давление закачки должно быть не менее 6 МПа. Поэтому давление закачки выбирается в интервале 6 – 9 МПа.
Как показала практика межремонтный период для мероприятий по повышению продуктивности пласта (кислотная обработка, гидроразрыв пласта, закачка вязкоупругих систем и/или т.п.) по сравнения с аналогами вырос в 1,5 – 2 раза за счет снижения кольматации пласта солями и гидратами в процессе закачки водогазовой смеси для ППД.
Предлагаемый способ поддержания пластового давления с использованием газовых композиций позволяет поддерживать интервал давлений, исключающий нарушение целостность пласта (разрыва пласта), и содержание компонентов закачиваемой водогазовой смеси, состоящей в том числе из попутно добываемых воды и газа, исключающих образование в пласте нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.
Способ поддержания пластового давления с использованием газовых композиций, включающий закачку в пласт водогазовой смеси, содержащей воду, попутно добываемую воду и попутно добываемую газовую композицию, включающую в себя метан-пропан-этан-бутановую смесь, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения состава компонентов газовой композиции, отличающийся тем, что попутно добываемые воду и газ отбирают после многоступенчатого процесса газо-водо-солеотделения, после каждой из ступеней анализируют содержание в воде и газе ингредиентов, определяют в лабораторных условиях смешением продукции пласта и ингредиентов попутно добываемых воды и газа для определения диапазона процентного мольного состава ингредиентов в метан-пропан-этан-бутановой смеси, которые исключают образование в пластовых условиях солей и гидратов, а анализом кернов пласта определяют оптимальный интервал давления закачки, при котором обеспечивается максимально эффективная закачка водогазовой смеси без нарушения целостности пласта, причем при закачке водогазовой смеси производят изменения состава компонентов газовой композиции так, чтобы процент мольного состава каждого из ингредиентов или одного наиболее влияющего ингредиента в метан-пропан-этан-бутановой смеси и давление закачки находились в определённом в лабораторных условиях диапазоне.
