Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата
Изобретение относится к извлечению нефти, газа и конденсата. Технический результат - повышение дебита продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и закачиваемой флюидной системы, снижение коррозии труб нагнетательных скважин, приводящей к аварийным ситуациям. Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата включает при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное. Сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-рассеиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса. Причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом. 5 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.
Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата может быть использован для повышения дебита при разработке истощенных газоконденсатных месторождений.
Характерной особенностью газоконденсатных месторождений является отложение в газоносных пластах высокомолекулярных органических соединений, в основном парафино-смолистых, формирующих в пластах жидкие «гнезда» и нефтяные оторочки. По мере истощения газоконденсатных месторождений и снижения давления в газоносных пластах образуется ретроградный конденсат, что приводит к снижению продуктивности скважин (Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999. - С. 248). Количество высокомолекулярных соединений, которые остаются в пластах после истощения продуктивных скважин, исчисляют миллиардами тони. Например, только на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении при объеме продуктивных отложений около 137 млрд м3 геологические запасы высокомолекулярных соединений составляют около 418 млн т, в том числе более 218 млн т масляных фракций (Скибицкая Н.А., Бурханова И.О., Большаков М.Н. и др. Научное обоснование оценки неучтенных запасов связанного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, сорбированного высокомолекулярными компонентами и керогеноподобным полимером продуктивных отложений // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика» геополитика». - №1(9). - 2014. - [Электронный ресурс] URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/skibitskaya.pdf). Для повышения извлечения углеводородов из газоконденсатных месторождений 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 истощенной залежи 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:
- наличие 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, причем 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:
- отсутствие указаний о типе стимулирующего агента, его источнике, принципе выделения из добываемой смеси;
- отсутствие на газодобывающих предприятиях оборудования, позволяющего отделять фракцию углеводородов С5 и выше от попутного газа.
Известен способ добычи нефти при помощи ввода газа в сочетании с низкоамплитудным сейсмическим воздействием (патент US 4417621, МПК Е21В 43/16, Е21В 43/00, заявлен 28.10.1981 г., опубликован 29.11.1983 г.). Недостатками данного способа являются:
- отсутствие точных сведений об эффективности сейсмического воздействия источника частотой 100 Гц с низкой амплитудой колебаний не более 100 А при переходе от лабораторных испытаний к полевым условиям, когда газоносные пласты породы толщиной в несколько сотен метров находятся на большой глубине от дневной поверхности месторождения;
- необходимость постоянного сейсмического воздействия на пласт, связанная с отсутствием прохода диоксида углерода через модель пласта без акустического воздействия;
- возможное отрицательное влияние на биосферу, в том числе на человека, из-за низкоамплитудных вибрационных и акустических эффектов, сопровождающих сейсмическое воздействие.
Известен способ разработки залежи тяжелой нефти, в котором осуществляют добычу вязкой нефти или битума из пласта нагревом путем закачки в него газа и теплоносителя, нагреют реагентами, полученными из углеводородов, при этом указанный теплоноситель представляет собой воду, насыщенную диоксидом углерода, полученную смешиванием воды, нагретой за счет тепла, выделяемого при экзотермическом синтезе углеродсодержащих продуктов из реагентов, производимых путем конверсии углеводородов, и воды, насыщенной диоксидом углерода, выведенной из потока, образуемого при указанном синтезе, путем конверсии и сорбции (патент на изобретение RU 2444618, МПК Е21В 43/24, заявлен 13.05.2010 г., опубликован 10.03.2012 г.). Недостатками данного изобретения являются:
- высокие энергозатраты на нагрев теплоносителя - воды, расходуемые в основном на прогрев пласта;
- многоступенчатое получение смеси газа и теплоносителя - диоксида углерода и воды, включающее каталитическую конверсию, по крайней мере, значительной части добываемых углеводородов при высоких температуре и давлении в присутствии катализаторов, содержащих драгоценные металлы, с предварительно получаемыми водяным паром или кислородом, разделение продуктов конверсии с извлечением теплоносителя методом конденсации или сорбции, причем в последнем случае продукты реакции необходимо сначала охладить до температуры сорбции, которая значительно ниже температуры конденсации теплоносителя, повторный нагрев холодного теплоносителя, при этом в чрезмерно усложненную схему теплопереноса включен еще и ядерный реактор, а подобное оборудование на газовых промыслах, как правило, отсутствует.
Известен также наиболее близкий к заявляемому изобретению 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.). Основным недостатком данного изобретения является низкая растворяющая способность жидкого диоксида углерода, подаваемого по нагнетательным скважинам в пласт, по отношению к высокомолекулярным углеводородам нефтяных оторочек, что не позволяет повышать дебит продуктивных скважин.
Общим недостатком всех рассмотренных методов доизвлечения газа, ретроградного конденсата и высокомолекулярных соединений нефти с использованием в качестве элюента диоксида углерода является его низкая эффективность, поскольку растворение высокомолекулярных углеводородов реализуется при низкой скорости диффузии диоксида углерода в пропитанную нефтью породу, а подача воды в пласт как вытеснителя нефти и газа может опосредовано вызвать интенсивную коррозию труб нагнетательных скважин, приводящую к аварийным ситуациям.
При создании изобретения была поставлена задача создания способа для подачи флюидной системы в нагнетательные скважины, повышающего дебит продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и флюидной системы.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата, включающем при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, отличающийся тем, что сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-расееиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса, причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом.
Подача в призабойную зону скважины увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода позволяет существенно интенсифицировать растворение высокомолекулярных соединений и их транспорт к продуктивным скважинам, так как диоксид углерода хорошо растворяется в воде, особенно при высоком гидростатическом давлении, формируемом в забое нагнетательной скважины. Однако растворимость диоксида углерода в минерализованной воде существенно снижается, поэтому рекомендуется использовать предварительно подготовленную деминерализованную воду. Поскольку диоксид углерода растворяется в нефти в зависимости от температуры и давления в пласте в 4-10 раз лучше, чем в воде, то при его переходе из водной фазы в углеводородную поверхностное натяжение между этими фазами снижается, что способствует смешению нефти и диоксида углерода в однофазную систему. В зависимости от вида нефти и ее реологических характеристик полное смешение нефти и диоксида углерода происходит при давлении 8-30 МПа, поэтому флюид диоксида углерода лучше всего подавать в нагнетательную скважину и пласт в сверхкритическом состоянии, когда флюид легко растворяет даже твердые конденсированные углеводороды. Во избежание коррозии оборудования увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность по всей длине насосно-компрессорных труб от устья до забоя скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а в забое обеспечивается достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода.
Целесообразно к сверхкритическому флюиду диоксида углерода предварительно добавлять раствор поверхностно-активных веществ ПАВ для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-нефть.
Полезно после предварительной закачки увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода в скважину и перед продавкой азотом к сверхкритическому флюиду диоксида углерода добавлять раствор соляной кислоты с 0,1-0,5 об.% ПАВ подачей его на смешение с диоксидом углерода, так как соляная кислота, взаимодействуя с карбонатными породами, дополнительно образует угольную кислоту, которая в свою очередь разлагается на воду и диоксид углерода, при этом скорость реакции разложения на два порядка выше, чем скорость обратной реакции образования угольной кислоты из вводимой в пласт системы диоксид углерода-вода и поскольку для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода необходимо образование на этой границе слоя ПАВ толщиной всего в несколько молекул
При этом в качестве ПАВ можно использовать вещества, производимые в промышленных масштабах, например, алкилсульфаты (моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие) или смесь натриевых солей алкилсульфокислот с алкильными остатками, содержащими 12-18 атомов углерода (моющий препарат «Сульфонат») или алкиларилсульфоиаты (Сульфанол НП-3, ДС-РАС, азоляты А и Б).
Предлагаемый способ обработки скважины для извлечении нефти, газа, конденсата иллюстрируется схемой варианта увлажнения сверхкритического флюида диоксида углерода перед его закачкой в скважину на фигуре и таблицей с использованием следующих обозначений:
1 - сухой сверхкритический флюид диоксида углерода;
2 - трубопровод;
3 - дозировочный насос;
4 - подготовленная деминерализованная вода;
5 - форсунка;
6 - увлажненный сверхкритический флюид диоксида углерода;
7 - увлажненный до состояния насыщения сверхкритический флюид диоксида углерода;
8 - скважина;
9 - насосно-компрессорная труба;
10 - забой скважины;
11 - продуктивный пласт.
Предлагаемый способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата реализуется следующим образом. В сухой сверхкритический флюид диоксида углерода 1 дозированно с помощью дозировочного насоса 3 вводят через форсунку 5 подготовленную деминерализованную воду 4, поступающую со стороны по трубопроводу 2, формируя на входе в устье скважины 8 увлажненный сверхкритический флюид диоксида углерода 6. По мере прохождения по насосно-компрессорной трубе 9 в продуктивный пласт 11 степень относительной влажности флюида возрастает, достигая 100% в забое скважины 10 с получением увлажненного до состояния насыщения сверхкритического флюида диоксида углерода 7, который интенсифицирует диффузию диоксида углерода в отложения высокомолекулярных соединений. Это позволяет сформировать смесь низкой вязкости, легко отводимую далее из продуктивного пласта 11. Данная процедура регенерирует призабойную зону скважины 8 и восстанавливает ее продуктивность.
Пример 1. Необходимое влагосодержание сверхкритического флюида диоксида углерода для обеспечения его относительной влажности 100% в условиях забоя при расходе 4000 кг/ч сухого сверхкритического флюида диоксида углерода 1 определяется расчетным путем. Термобарические условия вблизи забоя скважины 10 с нефтяной оторочкой глубиной 3000 м с насосно-компрессорной трубой 9 определены с помощью скважинного манометра-термометра АМТ-10Б и составляют 32°С и 90 кг/см2. Параметры увлажненного до состояния насыщения сверхкритического диоксида углерода 7, поступающего в забой скважины 10, приняты 80°С и 104,6 кг/см2 (таблица 1), что позволяет преодолевать гидравлическое сопротивление при продавливании флюида в микротрещины продуктивного пласта 11 и обеспечить его разогрев для снижения вязкости нефти. При этом 100% относительная влажность увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода будет достигаться при содержании в нем 6,4 кг/ч влаги.
Пример 2. При подаче в устье скважины 8 глубиной 3000 м 4000 кг/ч увлажненного до состояния насыщения сверхкритического флюида диоксида углерода 7 гидростатическое давление столба флюида диоксида углерода за вычетом гидравлического сопротивления составляет 44,6 кг/см2. В соответствии с расчетом примера 1 при помощи дозировочного насоса 3 необходимо подавать распылом 6,46 кг/ч подготовленной деминерализованной воды 4. При давлении 60 кг/см2 и температуре 79,7°С относи тельная влажность увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода 6 после впрыска 6,46 кг/ч воды составит 57%.
Сводные данные по примерам 1 и 2 приведены в таблице.
Таким образом, заявляемое изобретение решает поставленную задачу создания способа для подачи флюидной системы в нагнетательные скважины, повышающего дебит продуктивной скважины за счет интенсификации взаимного растворения высокомолекулярных соединений нефтяных оторочек и флюидной системы.
Таблица
| Параметры | Ед. изм. | Поток | |||
| 1 | 4 | 6 | 7 | ||
| Фаза | - | Газ | Вода | Газ | Газ |
| Давление | кг/см2 | 60 | 62 | 60 | 104,6 |
| Температура | oC | 79,7 | 20 | 79,7 | 80 |
| Влагосодержание | г/м3 | 0 | - | 2,97 | 2,97 |
| Относительная влажность | % | 0 | - | 57 | 100 |
1. Способ обработки скважины для извлечения нефти, газа, конденсата, включающий при снижении продуктивности скважины из-за отложений в призабойной зоне высокомолекулярных соединений подачу в скважину сверхкритического флюида диоксида углерода и регенерацию призабойной зоны скважины за счет временного перевода скважины из эксплуатационного состояния в регенерационное, отличающийся тем, что сверхкритический флюид диоксида углерода перед подачей в скважину нагревают на 20-60°С выше пластовой температуры и увлажняют за счет впрыскивания в него с помощью дозировочного насоса через форсунку-рассеиватель деминерализованной воды или пара, полученного путем испарения деминерализованной воды в нагревателе после дозировочного насоса, причем увлажнение сверхкритического флюида диоксида углерода выполняют таким образом, чтобы его относительная влажность на устье и по всей длине насосно-компрессорных труб скважины была меньше 100% без конденсации паров воды и связанной с ней коррозии, а на забое обеспечивалось достижение 100% относительной влажности с конденсацией паров воды и растворением в ней диоксида углерода, затем осуществляют продавку азотом.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что к сверхкритическому флюиду диоксида углерода предварительно добавляют раствор поверхностно-активных веществ ПАВ.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после предварительной закачки увлажненного сверхкритического флюида диоксида углерода в скважину и перед продавкой азотом к сверхкритическому флюиду диоксида углерода добавляют раствор соляной кислоты с 0,1-0,5 об.% ПАВ подачей его на смешение с диоксидом углерода.
4. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкилсульфаты.
5. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12-18 атомов углерода.
6. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют алкиларилсульфонаты.
