RU2131021C1

RU2131021C1 - Method of development of gas-condensate and oil-gas condensate fields (versions)

Info

Publication number: RU2131021C1
Application number: RU98115147A
Authority: RU
Inventors: И.Ю. Зайцев; В.В. Елфимов
Original assignee: Зайцев Игорь Юрьевич
Priority date: 1998-08-07
Filing date: 1998-08-07
Publication date: 1999-05-27

Abstract

FIELD: development of gas-condensate and oil-gas condensate fields. SUBSTANCE: method of recovery of hydrocarbons from fields of natural gas consists in gas recovery from row of wells with high formation pressure, partial separation of condensate from gas in gas-pressure separators by provision of separation conditions at minimum permissible pressure reduction (pressure of gas supply to injection wells) including spraying of hydrocarbon absorbent and gas heating before separator, and injection of gas into wells with low formation pressure without use of compressor. Separated hydrocarbon condensate is directed to gas processing plant. Application of described method at gas-condensate fields with constructed surface facilities makes it possible to increase current recovery of condensate without changing the existing system of gas treatment and in this way to perform leading recovery of reserves of hydrocarbon condensate. Separation gas injected into producing formations undergoes mixing with gas contained in producing formations and decreases pressure of beginning of precipitation of hydrocarbon condensate. In so doing, gas injection pressure is maintained at the level providing for advancing of injected gas over highly permeable formations with low formation pressure due to leading withdrawal of gas from them without hindering the gas inflow from more low-permeable formations containing the gas main reserves. This promotes more efficient mixing of injected gas with formation gas. reduction of pressure of beginning of precipitation of hydrocarbon condensate results in increase of final recovery rate of hydrocarbons and other components from field under development. EFFECT: increased current recovery of condensate and final recovery of condensate from field. 4 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов, преимущественно газоконденсатных и нефтегазоконденсатных. The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits, mainly gas condensate and oil and gas condensate.

Известны способы повышения добычи углеводородного конденсата из газоконденсатных месторождений путем разработки месторождений с поддержанием пластового давления, в том числе путем рециркуляции отсепарированного газа с использованием компрессоров на высокое давление (Г.Р.Гуревич, В.А.Соколов, П. Т. Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с. 17)
Известен способ разработки газоконденсатного месторождения с обратной закачкой сухого газа при снижающемся пластовом давлении путем частичного возврата в пласт отсепарированного газа с момента ввода месторождения в эксплуатацию. Применение этого способа позволяет утилизировать до 50-60% добываемого газа и одновременно добиться значительного повышения конденсатоотдачи по сравнению с отдачей при разработке на режиме истощения. К числу основных факторов, обеспечивающих достижение указанного эффекта, относятся частичное поддержание давления в залежи, возможность испарения части выпавшей жидкости фазы (конденсата) в недонасыщенный закачиваемый газ, повышение степени охвата пласта сухим газом за счет более равномерного дренирования залежи, возможность некоторого понижения давления ретроградной точки росы пластовой системы за счет изменения ее состава. Сепарация газа осуществляется при давлениях до 15,0 МПа с применением низкотемпературной сепарации и углеводородных абсорбентов (Г.Р.Гуревич, В.А.Соколов, П.Т.Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с. 19, 96).Known methods for increasing the production of hydrocarbon condensate from gas condensate fields by developing fields while maintaining reservoir pressure, including by recirculating the separated gas using high pressure compressors (G. Gurevich, V. A. Sokolov, P. T. Shmygl. Development gas condensate fields with maintaining reservoir pressure, M .: Nedra, 1976, p. 17)
There is a method of developing a gas condensate field with dry gas re-injection at a decreasing reservoir pressure by partially returning the separated gas to the reservoir from the moment the field is put into operation. The application of this method allows you to utilize up to 50-60% of the produced gas and at the same time achieve a significant increase in condensate recovery compared to the return when developing in the depletion mode. The main factors ensuring the achievement of this effect include the partial maintenance of pressure in the reservoir, the possibility of evaporating part of the precipitated liquid of the phase (condensate) into an unsaturated injected gas, increasing the degree of formation coverage with dry gas due to more uniform drainage of the reservoir, the possibility of some decrease in pressure of the retrograde point dew of the reservoir system due to changes in its composition. Gas separation is carried out at pressures up to 15.0 MPa using low-temperature separation and hydrocarbon absorbents (G.R. Gurevich, V.A. Sokolov, P.T. Shmyglya. Development of gas condensate fields with maintaining reservoir pressure, M .: Nedra, 1976 , p. 19, 96).

Недостатком известного способа являeтся частичная консервация товарного (сухого) газа, его ограничение по применимости на месторождениях, содержащих менее 250 - 300 г/м³ углеводородного конденсата в газе (Г.Р.Гуревич, В.А. Соколов, П.Т.Шмыгля. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, М.: Недра, 1976, с.15, 16), имеющиx низкую проницаемость продуктивных коллекторов и резко выраженную неоднородность строения продуктивной толщи, необходимость сооружения дорогостоящих компрессорных станций, необходима подготовка газа перед подачей в компрессоры.The disadvantage of this method is the partial preservation of marketable (dry) gas, its restriction on applicability in fields containing less than 250 - 300 g / m ³ hydrocarbon condensate in the gas (G.R. Gurevich, V.A. Sokolov, P.T. Shmygl Development of gas condensate fields with maintaining reservoir pressure, M .: Nedra, 1976, p.15, 16), having low permeability of productive reservoirs and pronounced heterogeneity of the structure of the productive stratum, the need to build expensive compressor stations, preparation is required aza before entering the compressor.

Наиболее близким к заявленному способу является способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, при котором нефть отбирают из нефтяной толщи через фонтанные скважины, а газ - из газовой шапки с одновременным извлечением конденсата. Давление в пласте в начале разработки равно давлению насыщения. При понижении пластового давления в поровом пространстве пласта будет скапливаться конденсат, частично или полностью теряемый при добыче газа. Для поддержания пластового давления используют закачку рабочего агента - сухого (отсепарированного) газа. Месторождение разбуривают эксплуатационными скважинами, через которые отбирают сырой газ, и нагнетательными, через которые ведут закачку сухого газа (А.И.Ширковский, Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979, с. 204-205, 226-227). Closest to the claimed method is a method of developing gas condensate and oil and gas condensate fields, in which oil is taken from the oil column through fountain wells, and gas from the gas cap with simultaneous extraction of condensate. The pressure in the reservoir at the beginning of development is equal to the saturation pressure. With a decrease in reservoir pressure in the pore space of the reservoir, condensate will accumulate, partially or completely lost during gas production. To maintain reservoir pressure, an injection of a working agent is used - dry (separated) gas. The field is drilled with production wells, through which crude gas is taken, and injection wells, through which dry gas is injected (A.I. Shirkovsky, Development and operation of gas and gas condensate fields. M .: Nedra, 1979, pp. 204-205, 226- 227).

Однако все сооружения для эксплуатации газоконденсатного месторождения с поддержанием давления весьма дороги, требуют поддержания высокого давления (давление максимальной конденсации) и сложны конструктивно. However, all facilities for operating a gas condensate field with maintaining pressure are very expensive, require maintaining high pressure (maximum condensation pressure) and are structurally complex.

Изобретение направлено на повышение охвата группы газоконденсатных месторождений разрабатываемых с применением способа обратного нагнетания газа в пласт, опережающего извлечения запасов углеводородного конденсата и повышение коэффициента конечной конденсатоотдачи на обустроенных месторождениях, разрабатываемых в режиме истощения, без снижения объемов выработки товарного газа и других ценных компонентов с одновременным увеличением выработки конденсатопродуктов при относительно несложном оборудовании. The invention is aimed at increasing the coverage of a group of gas condensate fields developed using the method of backward injection of gas into the reservoir, outstripping the extraction of hydrocarbon condensate reserves and increasing the coefficient of final condensate recovery in developed fields developed in the depletion mode, without reducing the production of marketable gas and other valuable components with a simultaneous increase production of condensate products with relatively simple equipment.

Указанная задача решается тем, что согласно заявленному способу разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, включающему обратную закачку отсепарированного газа при снижающемся пластовом давлении с момента ввода месторождения в эксплуатацию, для нагнетания используют газ из скважин с высоким пластовым давлением, при этом перед сепарацией либо газ подогревают, либо впрыскивают в газ углеводородный сорбент - высококипящую углеводородную фракцию и подогревают его, либо в отобранный газ впрыскивают углеводородный сорбент - высококипящую углеводородную фракцию при давлении, большем 15 МПа, а сепарацию газа производят при давлениях, необходимых для нагнетания газа путем создания условий сепарации при минимально допустимом снижении давления с последующим нагнетанием газа в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора. This problem is solved by the fact that according to the claimed method of developing gas condensate and oil and gas condensate fields, including the re-injection of the separated gas at a decreasing reservoir pressure from the moment the field is put into operation, gas is used from wells with high reservoir pressure, while gas is heated before separation, either a hydrocarbon sorbent — a high-boiling hydrocarbon fraction — is injected into the gas and heated, or hydrocarbons are injected into the selected gas the first sorbent is a high-boiling hydrocarbon fraction at a pressure greater than 15 MPa, and gas is separated at pressures necessary for pumping gas by creating separation conditions with the minimum allowable pressure drop, followed by pumping gas into wells with reduced reservoir pressure without using compressors, while gas regulate the flow regulator located after the separator.

Для получения дополнительного объема нагнетаемого газа высокого давления производится перераспределение отборов газа по действующему фонду скважин либо добуривание новых скважин на участках месторождения с высоким пластовым давлением. Частичное поддержание пластового давления позволяет производить перераспределение отборов газа без существенного снижения забойных давлений. To obtain an additional volume of injected high-pressure gas, redistribution of gas withdrawals by the existing well stock is carried out or new wells are drilled in areas of the field with high reservoir pressure. Partial maintenance of reservoir pressure allows for redistribution of gas production without a significant reduction in bottomhole pressure.

На фиг. 1, 2, 3 приведена схема реализации способа. In FIG. 1, 2, 3 shows a diagram of the implementation of the method.

На схемах представлены скважина 1 с высоким пластовым давлением, газовая задвижка 2, газопровод высокого давления 3, устройство 4 для впрыска углеводородного абсорбента, подогреватель газа 5, газовый сепаратор 6, регулятор расхода газа 7, нагнетательные скважины 9, продуктивные пласты 10, промысловый сборный пункт 11, газоперерабатывающий завод 12. The diagrams show a well 1 with a high reservoir pressure, a gas valve 2, a high pressure gas pipeline 3, a device 4 for injecting a hydrocarbon absorbent, a gas heater 5, a gas separator 6, a gas flow regulator 7, injection wells 9, productive formations 10, a field assembly point 11, gas processing plant 12.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

По первому варианту газ под высоким давлением из скважины 1 путем открытия задвижки 2 подается по газопроводам высокого давления 3 в подогреватели 5 и затем в газовые сепараторы 6, где отделяется капельный конденсат. Давление в сепараторе 6 может регулироваться путем открытия (закрытия) задвижки 2 (либо регулятором давления "после себя"), либо снижением (увеличением) дебита газа регулятором 7 (фиг. 1). Соотношение давления в сепараторе и дебита газа для каждого конкретного случая определяется путем специального технологического расчета. Газ сепарации из газовых сепараторов 6 без снижения давления под собственным давлением нагнетается в скважины 8, конденсат из газовых сепараторов 6 и газоконденсатный поток из эксплуатационных скважин 9 подаются на промысловый сборный пункт 11 и далее на газоперерабатывающий завод 12. In the first embodiment, gas under high pressure from the well 1 by opening the valve 2 is fed through high pressure gas pipelines 3 to the heaters 5 and then to the gas separators 6, where the condensate is separated. The pressure in the separator 6 can be controlled by opening (closing) the valve 2 (either by the pressure regulator "after itself"), or by reducing (increasing) the gas flow rate by the regulator 7 (Fig. 1). The ratio of the pressure in the separator and the gas flow rate for each specific case is determined by a special technological calculation. Separation gas from gas separators 6 is pumped into wells 8 without pressure loss at its own pressure, condensate from gas separators 6 and a gas condensate stream from production wells 9 are supplied to the field assembly point 11 and then to the gas processing plant 12.

По второму варианту в газ перед сепаратором дополнительно осуществляют впрыск углеводородного сорбента - высококипящих углеводородных фракций устройством 4 и подогрев (фиг. 2). According to the second variant, the hydrocarbon sorbent is injected into the gas in front of the separator — high boiling hydrocarbon fractions by device 4 and heated (Fig. 2).

По третьему варианту в газ перед сепаратором осуществляют впрыск высококипящих углеводородных фракций устройством 4 при давлениях выше 15 МПа, подогрев газа не производят (фиг. 3). Впрыск углеводородного сорбента при высоких давлениях позволяет выделить из газа высококипящие фракции, присутствие которых в газе повышает давление начала конденсации и приводит к выпадению конденсата в пласте. При этом не происходит существенного снижения содержания в газе промежуточных компонентов (этана, пропана, бутанов). Присутствие же промежуточных компонентов способствует переходу в газовую фазу выпавших в пласте тяжелых углеводородных фракций и снижает давление начала конденсации при контакте закачиваемого газа с пластовым газом. Кроме того, на начальной стадии разработки месторождения давление в продуктивных пластах превышает 15 МПа поэтому впрыск высококипящих углеводородных фракций необходимо производить при давлениях более 15 МПа, для того чтобы обеспечивалось последующее нагнетание газа под собственным давлением в скважины 8. According to the third option, high boiling hydrocarbon fractions are injected into the gas in front of the separator by device 4 at pressures above 15 MPa, and gas is not heated (Fig. 3). Injection of a hydrocarbon sorbent at high pressures makes it possible to separate high-boiling fractions from the gas, the presence of which in the gas increases the pressure of the onset of condensation and leads to the formation of condensate in the formation. In this case, there is no significant decrease in the content of intermediate components in the gas (ethane, propane, butanes). The presence of intermediate components promotes the transition into the gas phase of the heavy hydrocarbon fractions deposited in the formation and reduces the pressure of the onset of condensation upon contact of the injected gas with the formation gas. In addition, at the initial stage of field development, the pressure in the reservoirs exceeds 15 MPa; therefore, the injection of high-boiling hydrocarbon fractions must be performed at pressures of more than 15 MPa in order to ensure subsequent injection of gas under its own pressure into the wells 8.

Впрыск высококипящих углеводородных фракций осуществляется для более глубокого извлечения углеводородного конденсата из газа в сепараторе. The injection of high boiling hydrocarbon fractions is carried out for a deeper extraction of hydrocarbon condensate from the gas in the separator.

Подогрев газа перед сепаратором позволяет извлечь дополнительное количество конденсата из газа. Особенностью термодинамического поведения газоконденсатных смесей при высоких давлениях является то, что в области ретроградной конденсации при постоянном давлении повышение температуры газоконденсатной смеси приводит к переходу высококипящих углеводородов в жидкую фазу. Heated gas in front of the separator allows you to extract additional condensate from the gas. A feature of the thermodynamic behavior of gas condensate mixtures at high pressures is that in the field of retrograde condensation at constant pressure, an increase in the temperature of the gas condensate mixture leads to the transition of high-boiling hydrocarbons to the liquid phase.

После сепарации независимо от варианта обработки газа, отобранного из скважин с высоким пластовым давлением, газ направляется в скважины с пониженным пластовым давлением без использования компрессоров, при этом расход газа регулируют регулятором расхода, расположенным после сепаратора. After separation, regardless of the option of processing gas taken from wells with high reservoir pressure, the gas is directed to wells with reduced reservoir pressure without the use of compressors, while the gas flow rate is controlled by a flow regulator located after the separator.

Предложенный способ разработки позволяет повысить текущую добычу углеводородного конденсата и конечный коэффициент конденсатоотдачи пласта. The proposed development method allows to increase the current production of hydrocarbon condensate and the final coefficient of condensate formation.

Claims

1. The method of developing gas condensate and oil and gas condensate fields, including the re-injection of pre-separated gas into the formation, characterized in that gas injected from the wells with high reservoir pressure is used for injection into the formation, gas is heated before separation, and after separation, the gas is sent to the wells with reduced reservoir pressure without the use of compressors, while the gas flow rate is controlled by a flow regulator located after the separator.

2. A method of developing gas condensate and oil and gas condensate fields, including the re-injection of pre-separated gas into the formation, characterized in that gas injected from the wells with high reservoir pressure is used to inject into the formation, before separation, a hydrocarbon sorbent — high boiling hydrocarbon fractions and gas heating, and after separation, the gas is sent to wells with reduced reservoir pressure without the use of compressors, while the gas flow rate is controlled by ulyatorom flow located downstream of the separator.

3. A method of developing gas condensate and oil and gas condensate fields, including the re-injection of pre-separated gas into the formation, characterized in that gas injected from wells with high reservoir pressure is used to inject into the formation, before the separation, hydrocarbon sorbent — high boiling hydrocarbon fractions — is injected into it pressure above 15 MPa, and after separation, the gas is sent to wells with reduced reservoir pressure without the use of compressors, while the gas flow rate is regulated They control the flow regulator located after the separator.