Спосіб розробки нафтогазоконденсатного покладу з підтримуванням пластового тиску

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазоконденсатных залежей. Известны способы разработки нефтегазоконденсатных залежей с поддерживанием пластового давления путем закачки в пласт газа или воды [1]. Наиболее близким к заявленному является способ разработки с поддержанием давления путем закачки в пласт неуглеводородных и углеводородных растворителей и водного раствора ПАВ [2]. При различных модификациях только заводнения имеют место значительные потери жидких углеводородов в связи с сравнительно низкими вымывающими способностями воды и высокой остаточной нефтеконденсатонасыщенностью. Следует отметить, что закачка сероводорода и углекислоты способствует снижению точки росы газоконденсатной смеси, с одной стороны, и частичному растворению в жидкой фазе, с другой, что улучшает условия пытеснения, а процесс заводнения более технологичен с точки зрения условий закачки гомогенной жидкости и экологически более безопасен. С уче том вышеизложенного предлагается комбинированный способ воздействия на пластовую газоконденсатную систему, сочетающий как воздействие углеи неуглеводородным растворителем или др.), так и жидкостью с активными вымывающими свойствами. Целью изобретения является повышение нефтегазоконденсатоотдачи пласта. Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтегззоконденсатной залежи с поддержанием пластового давления, включающем испарение и вытеснение жидких углеводородов растворителями и жидкостью с поверхностноактивными свойствами, согласно изобретению растворитель и жидкость с поверхностноактивными свойствами получают в пласте путем закачки гомогенной жидкости, обладающей способностью при пластовых термобарических условиях разлагаться на растворитель углеводородной жидкости и жидкости с поверхностноактивными свойствами, причем в качестве гомогенной жидкости используют 15 - 26% - ный водный раствор гидрокарбоната аммония, Кроме того, 15 - 26% - ный водный раствор гидрокарбоната аммония получают при взаимодействии двуокиси углерода добываемого газа с аммиачной водой, причем в качестве присадки для стабилизации водного раствора гидрокарбоната аммония от взаимодействия с хлоридами кальция и натрия, он дополнительно содержит 10 - 15% - ный раствор хлористого аммония. В результате непрерывной закачки в пласте по мере продвижения фронта вытеснения нефтегазоконденсатной смеси перед фонтом вытеснения происходит многократное воздействие смеси вытесняющих агентов и на углеводородную жидкость, что увеличивает эффективность вымывания и вытеснения, и соответственно нефтегазоконденсатоотдачу пласта. Образуемый водный раствор щелочи аммония (ПАВ) за счет гидроблокирования высокопроницаемых пластов повышает коэффициент охва та пластов вытеснением и соответственно эффективность предлагаемого способа ППД. Время прорыва нагнетаемых и определяют по мере увеличения концентрации в продукции эксплуатационных скважин. Двуокись углерода утилизируют из добываемой смеси аммиачной воды путем впрыскивания аммиачной воды в поток сепарируемого газа. Для стабилизации водного раствора гидрокарбоната аммония по отношению к хлоридам магния и кальция в него добавляют хлористый аммоний (5 - 10%). Рекомендуемая концентрация закачиваемого раствора гидрокарбоната аммония находится в пределах 15 26%. Это обусловлено практическими особенностями результатов лабораторных экспериментов. На чертеже (фиг.) приведена графическая зависимость температуры от концентрации гидрокарбоната аммония из которой следует, что концентрация в водном растворе зависит от температуры таким образом, что при большей температуре концентрация выше. Предельная (равновесная) концентрация достигается при температуре 40°C, то есть при температуре выше 40°C уже разлагается на щелочь и двуокись углерода В промысловых условиях получение раствора в течение года будет осуществляться при температурах о т 15 до 30°C, а при этих температурах концентрация его колеблется в пределах 15 - 26%. Концентрация присадки хлористого аммония рекомендуется в пределах 5 - 10%. Однако, следует отметить, что ее эффективность зависит от концентрации солей и при их значительной концентрации свыше 5 - 10% потребуется соответственно и больший объем раствора хлорида аммония, что может привести к нерентабельности технологии. Однако, нами предполагается закачка водного раствора гидрокарбоната аммония в зону над нефтегазоводным контактом (внутриконтурное заводнение) и вытеснение нефтегазоконденсатной смеси в сводовую часть залежи, где не будет практически контактировать с пластовой водой, в которой растворены соли и Максимальное контактирование с пластовой водой может быть в начальный период закачки. Поэтому закачку водного раствора гидрокарбоната аммония целесообразно было бы осуществлять в зону над нефтегазоводным контактом с тем, чтобы между и пластовой водой был барьер в виде нефтяной или газовой подушки, уменьшающей вероятность контакта. Если же этот контакти произойдет, то предлагаемая концентрация присадки 5 - 10% обеспечит предотвращение кальматации пористой среды на пути фильтрации. Кроме хлористого аммония в качестве присадки может закачиваться, например, соляная кислота 10 - 15% концентрации. Рассмотрим технологию реализации способа. Требуемый объем водного раствора гидрокарбоната аммония при заводнении и сайклинг-процессе определяют по формулам (1) и (2) - поровый объем залежи, тыс.м 3; - начальная водонасыщенность; - остаточная газонасыщенность после вытеснения пластовой ГКС водным раствором гидрокарбоната аммония; где вытеснением; коэффициент охвата пластов - докритическая без учета начальной водонасыщенности насыщенность углеводородной жидкостью; пор - объемный коэффициент гомогенной жидкости; - коэффициент, характеризующий вымывающую способность гомогенной жидкости. Дополнительную добычу конденсата можно определить как за счет поддержания давления при возмещении добываемой ГКС закачиваемой более дешевой жидкости (водным раствором гидрокарбоната аммония), так и за счет вымывания и вытеснения углеводородной жидкости выпавшей в пласте в процессе частичного снижения давления. Эффект от поддержания пластового давления очевиден и равнозначен эффекту от заводнения или сайклинг-процесса. Эффект от вымывания и вытеснения углеводородной жидкости можно определить по формуле (2), т.е. это то ее количество, которое не может быть добыто ни при заводнении, ни при сайклинг-процессе. Примем следующие численные значения параметров, характерные для Тимофеевского ГКМ: Коэффициенты определяются лабораторным путем После подстановки получим: Для реализации заводнения с закачкой водного раствора гидрокарбоната аммония при условии приемистости 1 скважины, равной 250м 3/сут, для закачки 21,3млн.м 3 раствора потребуется 10 нагнетательных скважин на период 27 лет. Требуемое количество эксплуатационных газовых скважин при производительности 250тыс.м 3/сут составит 4ед. Следует отметить, что заводнение с применением водного раствора гидрокарбоната аммония будет эффективнее обычного заводнения. При этом разработка на конечном этапе после прорыва жидкости в эксплуатационные скважины упростится, так как на забой будет поступать газокарбонизированный раствор аммиачной воды, способной вспениваться, что облегчит эксплуатацию скважин и позволит достичь более высокой газонефтеконденсатоотдачи за счет продления периода фонтанирования. Более эффективной может оказаться технология закачки водного раствора гидрокарбоната аммония в сочетании с сайклингпроцессом. Здесь требуемый объем этого раствора составит 4,7млн.м 3; что обеспечит докритическое насыщение пористой среды (с учетом начальной водонасыщенности) жидкостью. Здесь ожидается эффект вымывания и вытеснения жидких нефтеконденсатопродуктов оторочкой двуокиси углерода и щелочью аммония. При этом остаточная газонасыщенность отсутствует, а коэффициент охвата пластов вытеснением при сайклинг-процессе может возрасти от расчетного 0,47 до ожидаемого 0,8 за счет гидроблокады высокопроницаемых пластов. Для реализации этой технологии при приемистости 250м 3/сут необходимое нагнетательных скважин. Эти скважины могут быть выделены за счет нагнетательных газовых и части эксплуатационных в связи с уменьшением годовых отборов сырого и закачки сухого газов. При этом период разработки несколько увеличится. Однако, в условиях отставания обустройства под сайклинг-процесс эта технология позволит опережающе начать разработку залежи с целью создания оторочки двуокиси углерода и щелочи аммония, что также повысит эффективность разработки. Таким образом, для активного воздействия на пласт с приведенными выше параметрами при заводнении необходимо закачать 21,3млн.м 3 водного раствора гидрокарбоната аммония, что охватит насыщением 37% перового объема, при сайклинг-процессе 4,7млн.м 3 или 8% порового объема. При этом за счет вымывания и последующего вытеснения о обоих случаях может быть дополнительно извлечено 4,7млн.м 3 сырого или 3,9млн.м 3 стабильного конденсата. Если принять плотность конденсата 0,78кг/м 3, то в количественном соотношении дополнительная добыча конденсата составит 3,0млн.т, т.е. для условий гор. Т-1 Тимофеевского ГКМ углеводородоотдача может быть увеличена примерно на 30 - 40%.