Спосіб розробки газоконденсатного родовища

1 Спосіб розробки газоконденсатного родовища, який включає видобування пластового газоконденсату, відділення газу від пластової води та конденсату, охолоджування відсепарованого газу в рекуперативному теплообміннику і додаткове охолоджування потоку газу після теплообмінника до низьких негативних температур, який відрізняється тим, що відсепарований газ стискають до тиску, який перевищує пластовий і подають до нагнітальних свердловин 2 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що потік газу після рекуперативного теплообмінника ділять на два, один з яких охолоджують, сепарують, копримують і змішують з другим відсепарованим потоком газу, потім сумарний потік газу дожимають до тиску, який перевищує пластовий і подають до нагнітальних свердловин 3 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що потік газу після рекуперативного теплообмінника додатково охолоджують до негативних температур за рахунок зовнішнього холодильного циклу Винахід відноситься до нафтової та газової промисловості і може бути використаний при розробці газоконденсатних і нафтових родовищ, зокрема для видобутку газового конденсату Відомий спосіб розробки нафтових родовищ, коли для підтримки пластового тиску в пласт закачують воду [1], азот або вуглекислий газ [2] Застосування таких способів для підтримки пластового тиску газоконденсатних родовищ є недоцільним з-за великої залишкової газонасиченості (15 - 50%) в першому випадку, а у другому з-за пониження калорійності та забруднення газу побічними компонентами, такими як вуглекислим газом або азотом, що потребує додаткових витрат на його очищення Прототипом даного винаходу є спосіб видобутку та переробки газоконденсату, в якому видалення важких вуглеводнів з газової фази здійснюється при низьких температурах без підтримки пластового тиску [3] Він полягає в тому, що пластовий газ з видобувних свердловин подають на вхідний сепаратор, де ВІДДІЛЯЮТЬ важкі вуглеводні і пластову воду, далі охолоджують відсепарований газ в рекуперативному теплообмінникові і додатково охолоджують потік газу в пристрої охолоджування до низьких негативних температур і подають його до низькотемпературного сепаратора Потім зворотний газовий потік з низькотемпературного сепаратора підігрівають і відводять для споживання Для додаткового охолоджування використовують внутрішній холодильний цикл (дроселювання) Недоліком такого способу є те, що він не враховує розвитку ретроградної конденсації важких вуглеводнів в пласті в процесі експлуатації газоконденсатного родовища У початковий період розробки таких родовищ в пластових умовах важкі вуглеводні знаходяться в паровій фазі, однак при досить тривалому видобутку газу на виснаження відбувається зниження пластового тиску і спостерігається конденсація важких вуглеводнів і перетворення їх в рідку фазу, яка закупорює пори пласта Подальше зниження тиску в пласті повинно призводити до випаровування рідкої фази, але внаслідок повільної дифузії рідини на зернах породи в перовому просторі ті вуглеводні, що перетворилися в рідину, випаровуються дуже повільно, і відбувається фактична втрата значної частини важких вуглеводнів в пласті При такому способі розробки родовища без підтримки пластового тиску, середнє значення коефіцієнта витягання конденсату С}+ з пласта не перевищує 45 - 50% їх первинного вмісту в пластовій суміші В основу винаходу поставлена задача вдосконалення способу розробки газоконденсатного родовища, і технічним результатом винаходу є підвищення ступеня витягання важких вуглеводнів на со (О 46370 газоконденсатних родовищах і подовження строку експлуатації газоконденсатних родовищ Поставлена задача вирішується тим, що в способі розробки газоконденсатного родовища, який включає видобуток пластового газоконденсату, відділення газу від пластової води та конденсату, охолоджування відсепарованого газу в рекуперативному теплообміннику і додаткове охолоджування потоку газу після теплообмінника до низьких негативних температур, відсепарований газ стискають до тиску, який перевищує пластовий і подають до нагнітальних свердловин При цьому потік газу після рекуперативного теплообмінника ділять на два, один з яких охолоджують, сепарують, копримують і змішують з другим відсепрарованим потоком газу, потім сумарний потік газу дожимають до тиску, який перевищує пластовий і подають до нагнітальних свердловин Крім того, потік газу після рекуперативного теплообмінника додатково охолоджують до негативних температур за рахунок зовнішнього холодильного циклу Очікуваний технічний результат досягається за рахунок підтримки високого пластового тиску шляхом зворотної закачки в пласт природного газу, з якого способом низькотемпературної сепарації (НТС) витягнуті важкі вуглеводні При цьому відсепарований газ в пласті знову насичується важкими вуглеводнями і через видобувні свердловини надходить на устаткування НТС Для економи енерговитрат на стиснення, потік ділять на два, і один після низькотемпературної сепарації стискають, потім змішують з другим потоком, дожимають до тиску, який перевищує пластовий і закачують в пласт через нагнітальні свердловини У випадку, коли внутрішньої енергії газу не вистачає для додаткового охолоджування до низьких негативних температур, використовують ЗОВНІШНІЙ холодильний цикл Суть способу розробки газоконденсатного родовища полягає в тому, що газоконденсат з видобувних свердловин подають на вхідний сепаратор, де ВІДДІЛЯЮТЬ газ від пластової води і конденсату Відсепарований газ охолоджують в рекуперативному теплообміннику і додатково потік газу охолоджують за рахунок внутрішнього холодильного циклу (дроселюють потік) І подають в низькотемпературний сепаратор Тут при негативних температурах сепарують газову, рідку фази і відводять конденсат Після низькотемпературного сепаратора зворотний потік газу підігрівають в рекуперативному теплообміннику і подають на стиснення у компресор низького тиску, а потім дожимають в компресорі високого тиску, до тиску, який перевищує пластовий і подають до нагнітальних свердловин Потік газу після рекуперативного теплообмінника ділять на два, один з яких сепарують і змішують з другим потоком газу, відсепарованим при негативних температурах і піджатим Потім сумарний потік дожимають до тиску, який перевищує пластовий і подають в нагнітальні свердловини У початковий період експлуатації родовища внутрішньої енергії газу вистачає для додаткового охолоджування газу до заданих температур сепарації (мінус 20°С - мінус 80°С), використовують внутрішній холодильний цикл Коли внутрішньої енергії газу не вистачає для додаткового охолоджування і досягнення заданих температур сепарації, використовують охолоджування за рахунок зовнішнього холодильного циклу шляхом застосування пропанового або аміачного випарника Реалізація способу ілюструється кресленням, де подана його схема Спосіб здійснюють наступним чином Природний газ, насичений важкими вуглеводнями, з видобувної свердловини 1 подають на вхідний сепаратор 2, ВІДДІЛЯЮТЬ газ від пластової води і конденсату Відсепарований газ подають на рекуперативний теплообмінник 3 для охолодження, потім на пристрій охолоджування 4 і далі в низькотемпературний сепаратор 5 Відсепарований при негативних температурах газ зворотним потоком б направляють в рекуперативний теплообмінник 3 і потім стискають в компресорі низького тиску 7 Після компресора 7 потік газу 8 дожимають в компресорі високого тиску 9 до тиску, який перевищує пластовий, і подають до нагнітальних свердловин 10 Таким чином, увесь Відсепарований газ закачують в пласт для підтримки високого пластового тиску на більш тривалий період часу і, ВІДПОВІДНО, забезпечують максимальне витягання важких вуглеводнів з пласту Вихідним продуктом за даним способом є потік конденсату з сепараторів 2 і 5, який направляють на переробку Для економії енерговитрат на стиснення, газ після рекуперативного теплообмінника 3 розділяють на два потоки 12 і 13 Потік газу 12 аналогічно першому варіанту охолоджують в рекуперативному теплообміннику 3 і потім додатково в пристрої охолоджування 4 Після цього газ подають в низькотемпературний сепаратор 5 Відсепарований газ зворотним потоком 6 направляють в рекуперативний теплообмінник 3 і потім стискають в компресорі низького тиску 7 Після компресора 7 потік газу 8 подають на вхід компресора високого тиску 9 Потік газу 13 направляють до сепаратора 14 і Відсепарований потік газу 15 змішують з потоком газу 8, дожимають в компресорі високого тиску 9 до тиску, який перевищує пластовий і складає, наприклад 400атм, і подають до нагнітальних свердловин 10 Пристрій охолоджування 8 може використовувати внутрішній холодильний цикл, де охолоджування газу здійснюється завдяки використанню внутрішньої енергії потоку газу, яка виділяється при зниженні тиску потоку газу (дроселювання потоку) Використання зовнішнього холодильного циклу передбачає застосування пропанового або аміачного холодильного циклу у випадку, коли внутрішній енергії газу недостатньо Робота внутрішнього холодильного циклу можлива при початковій експлуатації родовища, коли тиск на вході в сепаратор 2 в два рази перевищує тиск на вході в низькотемпературний сепаратор 5 При тривалій експлуатації родовища пластовий тиск газу знижується, і внутрішньої енергії газу не досить для підтримки необхідної температури в низькотемпературному сепараторові 5 В цьому випадку пристрій 8 передбачає використання холоду від зовнішнього джерела, наприклад пропанового або аміачного випарника 46370 6 3 Приклад 1 витратою 5 млн м на добу необхідна потужність на компресію в низьконапорному компресорі N1 = При розробці одного з родовищ за способом 6000кВт, і у високонапорному компресорі N2 = без підтримки пластового тиску (прототип) видобу12000кВт Сумарна потужність на стиснення газу ток газу за весь період (ЗО років ) становив 3 складає 18000кВт 15,88млрд м , конденсату 3688,2гист За способом розробки родовища з підтримкою пластового У разі розподілу потоку газу на два, необхідна 3 тиску видобуток газу становив би 15,88 млрд м , а потужність на компресію в низьконапорному компконденсату 4832,7тист Можна констатувати, що ресорі Ni = 300кВт, та у високонапорному компреспосіб з підтримкою пластового тиску дозволяє сорі N2 = 12000кВт Сумарна потужність на стисотримати додатково 1,44 млн т конденсату, що нення газу складає N 3ar - 15000кВт Економія більше на 31% в порівнянні з видобутком кондененерговитрат у другому випадку становить сату за способом прототипом 3000кВт Приклад 2 Отже при застосуванні винаходу досягнуті підвищення ступеня витягання важких вуглеводнів на При розробці Котелевського родовища Україгазоконденсатних родовищах і подовження строку ни потенційний вміст газового конденсату якого експлуатації газоконденсатних родовищ становить 11,7 млнт, за способом без підтримки пластового тиску (прототип), видобули газокондеЛітература нсату 5,032 млн т , що становить 43% потенційно1 Патент Роси 1527990 від 15 07 1994 «Спого вмісту соб разработки нефтегазоконденсатной залежи», Патент России 2126883 від 27 02 1999 «Способ При розробці Котелевського родовища за споразработки месторождений природных газов с собом з підтримкою пластового тиску можна видонеоднородными коллекторами» бути 7 млрд, тонн конденсату, що становитиме 60% потенційного вмісту конденсату в пласті 2 Акульшин А И Технология и техника добыЗбільшення видобутку газоконденсату внаслічи, хранения и транспорта нефти и газа - Львів, док застосування способу з підтримкою пластово"Світ", 1991 -С 180-184 го тиску становитиме 2 млн тонн, що збільшує 3 Гвоздев Б П , Гриценко А И , Корнилов А видобуток на 40% в порівнянні з прототипом Е «Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» Справочное пособие - М "НеПриклад З дра", 1988 -с 222 При стисненні потоку відсепарованого газу з ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна (044)456-20- 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71