Способ разработки залежи углеводородного сырья

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений. От поступающего из добычных скважин флюида отделяют газ. Весь газ или его часть сжигают в энергосиловой установке. При этом вырабатывают нагнетаемый в пласт реагент, электроэнергию и тепловую энергию одновременно. Реагент охлаждают, сжимают и нагнетают в пласт. Причем температуру реагента при охлаждении и после сжатия устанавливают выше температуры гидратообразования. Нагнетаемая в пласт вода может закачиваться, как одновременно, так и поочередно с реагентом. Реагент и вода нагреваются с использованием энергии, полученной в энергосиловой установке. Техническим результатом изобретения является снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита и нефтеотдачи. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, согласно которому вскрывают продуктивный пласт скважинами, осуществляют добычу нефти через добычные скважины, отделяют в сепараторе попутный газ от добываемой нефти и осуществляют разогрев продуктивного пласта для снижения парафинизации призабойных зон добычных скважин и снижения вязкости нефти /см., например, авт. свид. СССР 1629504, кл. Е 21 В 43/24, 1991 г./.

К недостаткам известного способа разработки нефтяных месторождений можно отнести сравнительно низкую эффективность добычных работ. Указанное обстоятельство обусловлено тем фактом, что разогрев продуктивного пласта осуществляют сжиганием нефти при подаче кислородосодержащего агента. Использование для разогрева пласта именно добываемого полезного ископаемого приводит к снижению выхода самого полезного ископаемого из пласта (часть его сгорает). Кроме того, для поддержания горения полезного ископаемого необходима подача кислородосодержащего агента, что приводит к необходимости осуществления дополнительных затрат энергии.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти с использованием попутного газа, при котором добытый из скважины флюид разделяют в сепараторе на нефть, газ и воду, получают с использованием высокотемпературного реактора пар и путем расщепления смеси метана и пара - водород, часть пара закачивают в нефтяное месторождение, а другую его часть подают в тепловую турбину, которая приводит в действие электрический генератор /см. авт. свид. 1729300, кл. Е 21 В 43/24, опуб. 23.4.92 г./.

К недостаткам данного способа можно отнести значительные затраты топливно-энергетических ресурсов в высокотемпературном реакторе для получения пара и расщепления смеси пара и метана, что приводит к повышению энергоемкости добычи нефти.

Изобретение направлено на снижение энергоемкости процесса, увеличение дебита и нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений (соответственно углеводородоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений), снижение отрицательных экологических последствий процесса разработки месторождений углеводородного сырья.

Технический результат достигается за счет одновременного получения нагнетаемого в пласт реагента, электроэнергии и тепловой энергии при сжигании всего газа или его части в энергосиловой установке, охлаждения реагента, его сжатия и нагнетания в пласт, установления температуры реагента выше температуры гидратообразования, нагнетания в пласт воды, ее нагрева, закачки воды одновременно или поочередно с реагентом, нагрева реагента, доведения его состава до требуемого путем снижения процентного содержания азота, использования полученной в энергосиловой установке энергии для нагрева реагента и воды.

Принципиальная схема предлагаемого способа приведена на чертеже. Способ осуществляется следующим образом. Продукция добычных скважин 1 (при разработке нефтяных залежей это флюид, содержащий нефть, воду, газ, а при разработке газоконденсатных залежей это флюид, содержащий конденсат, воду, газ) поступает в сепаратор 2, где происходит ее разделение, в том числе, отделение газа (содержащего прежде всего углеводородные компоненты) от жидкой фазы. Далее весь газ (или часть полученного в сепараторе 2 газа) направляют для сжигания в энергосиловую установку 4. Также при необходимости газ до сжигания может проходить через комплекс устройств 3, в которых производится его подготовка для сжигания в энергосиловой установке 4. В комплексе устройств 3 обеспечивается снижение концентраций содержащихся в газе серы, механических примесей, влаги, тяжелых углеводородов и других компонентов до значений, соответствующих требованиям, которые предъявляются к составу газов, предназначенных для сжигания в энергосиловой установке 4. Также в комплексе устройств 3 при значительных объемах реагента в газе осуществляется его регенерация с последующим поступлением реагента в отделитель 9 и при необходимости обеспечивается равномерное поступление газа в энергосиловую установку 4. Энергосиловая установка 4 может быть выполнена, например, в виде газового двигателя (газовой турбины, парогенератора с паровой турбиной, газодизеля, парогазотурбинной установки или тому подобного) и электрического генератора, валы которых механически связаны между собой с помощью механической передачи, муфты или иным образом. При этом энергосиловая установка 4 имеет систему охлаждения и может подсоединяться к котлу-утилизатору 7. Тепловая энергия, полученная в энергосиловой установке, передается теплоносителям или теплоносителю (например, воде или реагенту после его сжатия) при прохождении теплоносителя через теплообменник 6, обеспечивающий передачу тепла от системы охлаждения, и котел-утилизатор 7 и далее передается для использования. Также энергосиловая установка 4 может оснащаться системой, обеспечивающей регулирование ее режимов работы при изменении состава и(или) количества поступающего для сжигания в энергосиловую установку 4 газа. Вырабатываемая энергосиловой установкой 4 электроэнергия используется для питания нефтепромыслового оборудования, генерирования энергии в сеть и, если это необходимо, для дополнительного нагрева в электрических нагревателях 11, 13 воды и реагента.

Газы, образующиеся в энергосиловой установке 4 при сжигании полученных в сепараторе 2 газов, содержат порядка 85-87% азота и двуокиси углерода (остальная часть - влага; инертные газы; составляющие вызывающие коррозию). Азот и двуокись углерода при закачке в нефтяной пласт при определенных геолого-физических характеристиках месторождения позволяют осуществить высокоэффективное смешивающееся вытеснение нефти. При этом воздействие двуокиси углерода на залежь позволяет увеличить дебит нефти и нефтеотдачу и в других условиях, так как при растворении двуокиси углерода в нефти снижается ее вязкость, увеличивается объем, уменьшается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, улучшается отмыв пленочной и подвижность капельной нефти, увеличивается количество капилярно вытесненной нефти, улучшается проницаемость коллекторов, увеличивается приемистость нагнетательных скважин /см., например, Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1976, с.25-56, с. 97-98/. Также при закачке азота и двуокиси углерода в газоконденсатную залежь, кроме повышения пластового давления, благодаря тому, что двуокись углерода растворяется в конденсате, выпавшем в пласте, увеличивается объем конденсата. В связи с этим газы, образующиеся в энергосиловой установке 4 при сжигании полученных в сепараторе 2 газов, являются эффективным реагентом для воздействия на залежь углеводородного сырья. Далее реагент, полученный при сжигании газов в энергосиловой установке 4, охлаждают - на выходе энергосиловой установки реагент имеет температуру порядка 350-400^oС. Это может быть реализовано, например, с помощью котла-утилизатора 7 (холодильника с естественным охлаждением, экономайзера, или в отводящих реагент от энергосиловой установки трубопроводах, или других устройствах), в котором реагент отдает тепло. При охлаждении реагента в котле-утилизаторе 7 реагент передает тепло другим теплоносителям (например, перед поступлением в распределительные пункты 12 и 14 реагенту и воде, или только одному из них). Также при снижении температуры реагента в нем уменьшается содержание влаги, которая конденсируется. Причем при охлаждении реагента его температуру устанавливают выше температуры гидратообразования. После котла-утилизатора 7 (или другого устройства для охлаждения реагента) при необходимости реагент подвергается очистке в газоочистителе 8, в котором снижается процентное содержание вызывающих коррозию составляющих (кислорода, окислов азота и других), механических примесей и влаги. Далее при необходимости реагент поступает в отделитель 9, где в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки могут производить доведение реагента до требуемого состава путем снижения процентного содержания азота в реагенте. При этом, если геолого-физическая характеристика месторождения такова, что, например, обеспечивается смешивающееся вытеснение нефти азотом (или по другим причинам, в частности, при необходимости повышения пластового давления путем закачки азота), снижение процентного содержания азота в реагенте не производится. Затем реагент сжимают, например, в компрессоре 10. Если температура реагента выше температуры гидратообразования и удовлетворяет требованиям, вытекающим из геолого-физической характеристики месторождения, стадии его разработки, то реагент поступает в распределительный пункт 12. Если температура реагента выше необходимой (по условиям разработки месторождения), то для охлаждения реагента до требуемой температуры на выходе компрессора 10 устанавливается холодильник, или реагент охлаждается до необходимой температуры в трубопроводах (или иным образом) до поступления в нагнетательные скважины 15 или добычные 1. При этом температуру реагента устанавливают выше температуры гидратообразования. В том случае, если температура реагента после сжатия ниже температуры гидратообразования или необходимо повысить температуру реагента, исходя из геолого-физической характеристики месторождения, то после сжатия в компрессоре 10 реагент поступает в теплообменник 6 и котел-утилизатор 7. В них, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки устанавливается температура реагента. При этом учитывается то, что при нагнетании реагента не должно образовываться гидратов, соответственно температуру реагента после сжатия устанавливают выше температуры гидратообразования. Дополнительно реагент может нагреваться в электрическом нагревателе 11. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность и схема прохождения реагента через теплообменник 6 и котел-утилизатор 7 может быть иной.

Имеющий необходимую температуру и находящийся под давлением реагент поступает в распределительный пункт 12. Из распределительного пункта 12 реагент поступает в нагнетательные скважины 15. Также в нагнетательные скважины 15 может нагнетаться вода. В этом случае реагент может нагнетаться как одновременно с водой (в одну нагнетательную скважину или группу нагнетательных скважин), так и поочередно с водой. Циклы, состоящие из нагнетания реагента и нагнетания воды, могут повторяться. Также при необходимости реагент может из распределительных пунктов 12 направляться в добычные скважины 1 для обработки их призабойных зон.

Предназначенная для нагнетания в пласт вода проходит водоподготовку в устройстве 5, после этого вода поступает в насосы 16 и далее в распределительный пункт 14 и нагнетательные скважины 15. В том случае, если, исходя из геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки, необходимо повысить температуру воды, вода после водоподготовки в устройстве 5 нагревается в теплообменнике 6 от системы охлаждения энергосиловой установки 4. Далее воду могут нагревать в котле-утилизаторе 7. Дополнительно вода может нагреваться в электрическом нагревателе 13. Нагнетание воды осуществляется насосами 16. В зависимости от конструктивного исполнения, значений температуры и давления нагнетания последовательность и схема прохождения воды через теплообменник 6, котел-утилизатор 7 и насосы 16 может быть иной. Имеющая требуемую температуру вода под давлением поступает в распределительный пункт 14 и далее в нагнетательные скважины 15. Причем вода может нагнетаться, как в одну скважину или группу скважин одновременно с реагентом (в частности, со смешением воды и реагента непосредственно на забое скважины и призабойном пространстве пласта), так и поочередно с реагентом. Для распределения реагента и воды по нагнетательным скважинам 15 предусматриваются распределительные пункты 12 и 14.

Пример. Часовой расход углеводородного газа - 300 нм³/час, низшая теплота сгорания газа Q_н=36 МДж/м³, массовое процентное содержание углерода (в связанном виде) в газе С_р=75%. Для данных условий выход реагента (смесь азота и двуокиси углерода) составит V_p2550 нм³/час (в том числе, более 11% СО₂), электрическая мощность на выходе энергосиловой установки (при кпд, равном 33%) составит Р=990 кВт, после получения тепловой энергии в энергосиловой установке и передачи ее (с учетом потерь) реагенту (например, реагент нагревается с 20^oС до 60^оС в количестве 2550 м³/час) и воде (например, вода нагревается с 20^oС до 80^oС в количестве 20,28 т/час) переданное закачиваемым в нефтяной пласт реагенту и воде количество тепла составит Q1,25 Гкал/час.

Механизм воздействия на нефтяную залежь заключается в следующем. В условиях, когда в реагенте не производится снижение процентного содержания азота, осуществляется или смешивающееся вытеснение нефти (при определенной геолого-физической характеристике месторождения), или входящий в состав нагнетаемого в пласт реагента азот повышает пластовое давление, а указанное выше воздействие, обеспечивающее изменение свойств нефти оказывает содержащееся в реагенте двуокись углерода. Если смешивающееся вытеснение нефти (с исходным содержанием азота в реагенте) в пластовых условиях не реализуется (например, из-за более низких пластовых давлений), то для его реализации в отделителе 9 может производиться снижение процентного содержания азота в реагенте (при одинаковых условиях давление насыщения нефти двуокисью углерода ниже, чем азотом /см., например, Петерсен А. Эксперименты по вытеснению нефти с применением N₂ и СО₂. Инженер-Нефтяник, 1978, 11, с.22-23/ до значений, при которых достигается смешивающееся вытеснение. В условиях, когда смешивающееся вытеснение не может быть реализовано и осуществляется несмешивающееся вытеснение, и при этом имеют место прорыва значительных объемов азота к добычным скважинам 1, тогда в отделителе 9 также может производиться снижение процентного содержания азота в реагенте. Также для более эффективного воздействия на вытесняемую нефть возможно повысить концентрацию и увеличить количество реагента на фронте вытеснения и уменьшить его концентрацию в воде, находящейся в призабойном пространстве нагнетательной скважины и обводненной части пласта. Для этого в теплообменнике 6 и котле-утилизаторе 7 (также в электрических нагревателях 11 и 13) может производиться нагрев закачиваемых в пласт реагента и(или) воды. Так как нагнетаемый в пласт реагент сначала перемещается по обводненной части пласта, то соответственно часть реагента растворяется в воде и не поступает на фронт вытеснения. При повышении температуры растворимость в воде реагента, содержащего азот и двуокись углерода, снижается и соответственно повышается количество реагента, поступающего непосредственно на фронт вытеснения. Например, в зависимости от давления растворимость азота и двуокиси углерода при повышении температуры на 50^oС снижается соответственно в 1,3-1,5 раза и в 2,4-2,5 раза /см., например, Справочник химика, т. 3, М.-Л., Химия, 1965, с. 316-318/. В дополнение к повышению концентрации и увеличению количества реагента, поступающего на фронт вытеснения, при нагреве нагнетаемых реагента и воды положительно влияет на увеличение дебита и нефтеотдачу тепловое воздействие на пласт, оказываемое нагретыми реагентом и водой. Таким образом, значения давления нагнетания (насосами 16 и компрессором 10) и температуры воды и реагента, а также состав реагента (процентное соотношение двуокиси углерода и азота) могут выбираться в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и стадии его разработки. Механизм воздействия на газоконденсатную залежь основан на поддержании пластового давления при закачке реагента (а в некоторых случаях и воды) и растворимости содержащейся в реагенте двуокиси углерода в конденсате, выпавшем в пласте. При растворении двуокиси углерода в конденсате, выпавшем в пласте, увеличивается его объем. Происходит повышение насыщенности жидкой фазой порового пространства и соответственно появляются условия, способствующие движению конденсата по пласту и жидкой фазе.

Также предлагаемый способ позволяет снизить отрицательные экологические последствия разработки залежей углеводородного сырья - закачка двуокиси углерода, содержащейся в полученном реагенте, осуществляется в пласт.

Формула изобретения

1. Способ разработки залежи углеводородного сырья, включающий отделение газа от поступающего из добычных скважин флюида и воздействие реагента на залежь, отличающийся тем, что, весь газ или его часть сжигают в энергосиловой установке, при этом нагнетаемый в пласт реагент, электроэнергию и тепловую энергию вырабатывают одновременно, реагент охлаждают, после чего реагент сжимают и нагнетают в пласт, причем температуру реагента при охлаждении и после сжатия устанавливают выше температуры гидратообразования.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в пласт через нагнетательные скважины осуществляют закачку воды, при этом реагент и вода могут закачиваться в нагнетательные скважины, как одновременно, так и поочередно.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что нагнетаемую в пласт воду нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетаемый в пласт реагент нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке энергии.

5. Способ по пп.1-4, отличающийся тем, что давление нагнетания, температуру воды и реагента, а также состав реагента устанавливают в зависимости от геолого-физической характеристики месторождения и от стадии его разработки.

6. Способ по пп.1 и 5, отличающийся тем, что до сжатия реагента доведение его до требуемого состава производят путем снижения в реагенте процентного содержания азота.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед сжиганием газа в энергосиловой установке производят снижение в нем процентного содержания вызывающих коррозию составляющих.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что реагент может использоваться для закачки, как в нагнетательные скважины, так и в добычные скважины.

9. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что после сжатия реагент нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой энергии.

10. Способ по пп.1-3, отличающийся тем, что нагнетаемую в пласт воду нагревают с использованием полученной в энергосиловой установке тепловой энергии.

11. Способ по пп.1,2,3,4,9,10, отличающийся тем, что до сжатия реагент охлаждают в котле-утилизаторе, при этом отдаваемую реагентом тепловую энергию используют для нагрева реагента и воды перед поступлением их в распределительные пункты, причем нагрев реагента и воды может производиться как одновременно, так и раздельно.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что до сжатия реагента в нем снижают процентное содержание вызывающих коррозию составляющих и влаги.

РИСУНКИ

Рисунок 1