Спосіб розробки нафтогазоконденсатного покладу

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазоконденсатных залежей. Известен способ разработки нефтегазоконденсатной залежи [Авт. св. СССР №166219], согласно которому зоны дисперсионных воронок скважин, насыщенных выпавшим конденсатом, осушают путем их обработки углеводородным растворителем, например, широкой фракцией легких углеводородов (ШФЛУ) или двуокисью углеводорода (СО2), а затем насыщают менее ценной, чем конденсат, жидкостью - 0,05-0,2% водным раствором флотореагента ВЖС. Это позволяет за счет снижения остаточной конденсатонасыщенности увеличить текущую и конечную конденсатоотдачу. Следует отметить, что осушка призабойной зоны ШФЛУ или СО2 - технологические процессы, осложненные с одной стороны отсутствием специального оборудования на высокое давление для закачки этих растворителей в пласт, с др угой - высокой стоимостью и дефицитом. Целью изобретения является увеличение конденсатоотдачи за счет дополнительного извлечения конденсата, выпавшего в зоне депрессионных воронок скважин. 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 поверхностноактивными свойствами. В качестве гомогенной жидкости могут быть использованы: карбонизированная вода, моноэтаноламин, диэтаноламин, три-этэноламин, 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 (ΝΗ4ΟΗ) 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 (ΝΗ4ΟΗ) и двуокись углерода (СО2). оптимальная концентрация его колеблется в пределах 278-299 К. Закачка в пласт гомогенной жидкости (NH 4HCO3) те хнологична, так как может быть осуществлена жидкостными насосами. Требуемый объем водного раствора гидрокарбоната аммония (Vг.ж.), необходимый для обработки зоны депрессивной воронки скважины, определяют по формуле где X - пьезопроводность пласта, м 2/с; tст - время стабилизации давления, с; h - эффективная толщина пласта, м; m - пористость; Кохв. - коэффициент охва та пластов, вытеснением газоконденсатной смеси закачиваемой гомогенной жидкости; So - начальная водонасыщенность; Socт.г. - оста точная газонасыщенность при прокачке гомогенной жидкости; Кг.ж. - объемный коэффициент, характеризующий гомогенную жидкость. Объемный коэффициент Кг.ж. определяется 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 условиям объем двуокиси углерода, выделенной из единицы объема гидрокарбоната аммония, будет меньше и определится соответствующими термобарическими условиями. В зависимости от этого объема и определится коэффициент Кг.ж. Например, применительно к условиям Тимофеевского ГКМ (гор. В-16 В-17) при пластовом давлении 15,7 МПа и температуре 383 К из 1 м 3 10% водного раствора гидрокарбоната аммония выделяется всего 0,25 м 3 двуокиси углерода. Здесь требуемый объем углеводородного растворителя (Vy.p.) определялся по формуле где So' - текущая насыщенность жидкостью, д.ед.; Ку.р. - коэффициент, определяемый исходя из условий необходимых для эффективного процесса осушения пористой среды, Ку.р. = 0,5-0,8. Требуемый объем водного раствора ПАВ (Vp. щелочи NH4OH) определялся по формуле Расчет требуемых объемов углекислоты и водного раствора ПАВ определялись при следующих параметрах: Таким образом, для обработки зоны депрессионной воронки скважины радиусом 42,4 м и эффективной толщиной 10 м потребуется 1,5 тыс.м 3 двуокиси углерода и 3,17 тыс.м 3 водного раствора ПАВ. Для получения в пластовых условия х 1,5 тыс.м 3 СО 2 потребуется закачать 6 тыс.м 3 (1,5 тыс.м 3/0,25 =6 тыс.м 3) 10% водного раствора гидрокарбоната аммония. Тогда коэффициент гомогенной жидкости Кг.ж. составит 6 тыс.м 3/3,17 тыс.м 3 =1,9). Таким образом, объемный коэффициент, характеризующий гомогенную жидкость, в каждом конкретном случае определяется индивидуально в зависимости от свойств выбранной жидкости при соответствующи х 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 суток и пускают в эксплуатацию. Если скважина не осваивается путем фонтанирования, освоение осуществляют др угим 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 ΝΗ 4ΟΗ вместе с продукцией будет извлечен и после регенерации может быть использован повторно в технологическом процессе. Дополнительный объем (ΔVk) конденсата, который будет извлечен за счет воздействия на зону депрессионной воронки водным раствором гидрокарбоната аммония, определится объемом буферного раствора (NH4OH), необходимого для критического насыщения пористой среды. Этот объем (Δ Vp.ocт.) сформирует остаточную насыщенность пористой среды, где Sкр. - критическая насыщенность пористой среды, выше которой жидкость приобретает подвижность Sкр. @ 0,35. Соответственно дополнительный объем конденсата (ΔVκ.) и его количество (ΔG k.) можно определить из соотношений где Кус . - коэффициент усадки конденсата; ΔGκ . - плотность стабильного конденсата, г/см 3. При Кус. = 1,2 и r к. = 0,8 г/см 3 дополнительная добыча конденсата оценится в количестве 1,13 тыс.т. Доход (экономический эффект) от реализации конденсата по 75 руб/т (прейскурант цен 03-04) с учетом промысловых затрат на реализацию технологии на одной скважине в размере 25% прибыли составит: Э.э. 1,13×103 τ ×75 руб/т ×0,75 =63,6 тыс.руб. Для условий Тимофеевского ГКМ (гор. В-16 В-17), на котором имеется 12 скважин, может составить 0,5-1,0 млн.руб.