Способ одновременной добычи флюидов, склонных к температурному фазовому переходу
METHOD FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION OF FLUIDS PRONE TO TEMPERATURE PHASE TRANSITION

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи газа и газового конденсата в условиях наличия в вышележащей толще горных пород высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами.
3
3
По данным геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Сибирской платформы строительство скважин всех назначений (параметрические, поисковые и разведочные, эксплуатационные) на углеводороды (УВ), гидроминеральное сырье - промышленные поликомпонентные литиеносные рассолы (рапа) характеризуется сложными геолого-техническими условиями их проводки [Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М. Вологда: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018. - 500 с.; Белонин М.Д., Славин В.И., Чилингар Д.В. Аномально высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов / Под ред. доктора геол. - минерал, наук Н.С. Окновой. - СПб.: Недра, 2005. - 324 с. и др.; Боревский Л.В. Анализ влияния физических деформаций коллекторов на оценку экспл. запасов подземных вод в глубоких водоносных горизонтах // Методы изучения и оценка ресурсов глубоких подземных вод // Под ред. Бондаренко С.С., Вартаняна Г.С. - М.: Недра, 1986. - 479 с.]. Высокие дебиты рапопроявлений и аномально высокое пластовое давление (АВПД) серьезно осложняют бурение и испытание продуктивных скважин [Близнюков В.Ю. Научные основы управления разработкой рациональных конструкций глубоких и сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях: диссертация доктора технических наук: 25.00.15 - Краснодар, 2007. - 529 с. и др.]. Аномально высокие пластовые давления с градиентом 2,35 и более типичны для флюидных (нефть, газ, рапа) систем в карбонатных коллекторах средней части глубин 1300-2200 м осадочного чехла на юге Сибирской платформы. Неожиданное вскрытие скважинами трещинно-жильных зон приводит к аварийному фонтанированию рапой, рапогазовой смесью с дебитами до 8000 м, или пластовой (разгазированной) нефтью. Устьевые давления на устье закрытой скважины, вскрывшей пласт-коллектор с АВПД и заполненной рассолом-рапой плотностью 1410-1450 кг/м достигают 16,2-22 МПа.
Таким образом, бурение на нижележащие газоконденсатные пласты-коллекторы: 1) существенно осложняется несовместимыми по условиям бурения зонами с аномально высоким пластовым давлением. При этом и без того непростая задача по достижению проектного забоя скважин в данных условиях дополняется: как 2) трудностями с вызовом притока из газоконденсатного пласта-коллектора (как правило терригенного с аномально-низким пластовым давлением), связанными с большими значениями скин-эффекта в призабойной зоне пласта (немаловажную роль здесь играют характеристики жидкости первичного вскрытия, химический состав «цемента» в коллекторе, а также очень маленький размер пор в продуктивном пласте, около 3 мкм), так и 3) выпадением кристаллогидратов в лифтовой колонне в условиях охлажденного разреза в процессе добычи газа и газового конденсата, вследствие падения температуры газа по мере подъема по лифтовой колонне. Эти факторы существенно влияют на экономическую эффективность разработки месторождений газа и газового конденсата месторождений юга Сибирской платформы.
Проблема образования кристаллогидратов является осложняющим фактором нефтегазодобычи. Она актуальна практически для всех нефтегазодобывающих регионов страны [Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М. Вологда: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018. - 500 с.], но особенно для месторождений юга Сибирской платформы, где присутствуют пласты с газовым и газоконденсатным насыщением с аномально-низким давлением, рапопроявляющие пласты с АВПД и наличие зон многолетнемерзлых и низкотемпературных отложений.
Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья (патент RU №2148159, Е21В 43/20 (2000.01), опубл.: 27.04.2000) путем закачки воды через нагнетательные скважины и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, при этом добычу гидроминерального сырья производят с максимальными дебитами из скважин, расположенных за контуром нефтеносности и перфорированных по всей мощности пласта, а закачку отработанной воды осуществляют в нефтеносный пласт того же горизонта через нагнетательные, либо обводнившиеся нефтяные скважины в центральной части месторождения.
Недостатком способа является возможность его применения лишь для водоплавающий нефтяной залежи с хорошей гидродинамической связью ее углеводородной и водонасыщенной частей, одновременно при условии наличия в подошвенной воде ценных компонентов - лития, рубидия, брома, йода и др. в промышленных концентрациях.
Известны способы разработки многопластового газоконденсатного месторождения (патенты RU №2034131, Е21В 43/00 (1995.01), Е21В 43/14 (1995.01), Е21В 43/18 (1995.01), опубл.: 30.04.1995, патент RU №2064572, Е21В 43/00 (1995.01), Е21В 43/20 (1995.01), опубл.: 27.07.1996) с помощью газа, газоконденсата и/или воды из нижезалегающего водоносного пласта, которые перепускают в зону газонефтяного контакта. Давление и перепуск регулируют на уровне верхнего пласта.
Недостатком способов является использование энергии высоконапорного пласта лишь в качестве фактора поддержания пластового давления за счет перепуска газа, газоконденсата и/или воды.
Известен способ совместной эксплуатации нескольких объектов в добывающей скважине и устройство для его осуществления (патент RU №2438008, Е21В 43/14 (2006.01), опубл.: 27.12.2011), который может быть применен для добычи углеводородов из низконапорных коллекторов вышележащего пласта и гидроминерального сырья из коллекторов высоконапорного нижележащего пласта. Способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), оснащенной устройствами для подъема флюида. При этом энергия потока полного дебита флюида из высоконапорного пласта используется как для его собственного подъема по стволу колонны НКТ, так и для подъема флюида низконапорного пласта по колонне НКТ с помощью струйного аппарата на более высокий уровень. Для обеспечения подъема смеси флюидов обоих эксплуатационных пластов до устья скважины с необходимым запасом напора ее полного потока предусматривается дополнение фонтанного способа подъема смеси флюидов газлифтным способом.
Недостатком способа является ограниченность его потенциальных энергетических возможностей воздействия на низконапорный пласт уровнем пластового давления в последнем.
Известен способ добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу (патент РФ №2229587, Е21В 43/00 (2000.01), опубл.: 27.05.2004), по которому для защиты эксплуатационной колоны от твердых образований, оседающих на ней из добываемого жидкого полезного ископаемого в процессе его перемещения из продуктивного пласта к устью скважины, перед спуском эксплуатационной колонны в скважине посредством гидроразрыва формируют зону поглощения, вскрывают продуктивный пласт и в процессе освоения осуществляют термостатирование за счет прокачки теплоносителя по межколонному пространству в зону поглощения.
Способ обеспечивает поддержание температуры промышленных литиеносных рассолов, транспортируемых по лифтовым трубам от забоя на поверхность, выше температуры начала кристаллизации солей. Критическая температура начала кристаллизации солей из рассола составляет 25°С.
Недостатком способа является возможное снижение приемистости зоны поглощения в процессе эксплуатации, и в этом случае - отсутствие возможности дать циркуляцию через заколонное пространство, по которому на поверхность поднимается рапа, а также невозможность одновременной добычи газа, газоконденсата и промышленных литиеносных рассолов - рапы.
Известен способ снижения теплообмена в скважине при разработке многопластового месторождения (Патент РФ 2591325, Е21В 36/00 (2006.01), Е21В 37/00 (2006.01), F04D 13/10 (2006.01), F04F 5/14 (2006.01), опубл.: 20.07.2016), состоящий в эффекте термостатирования за счет создания вакуума за эксплуатационной колонной путем включения в устьевую обвязку струйного насоса, работающего за счет пластового флюида.
К недостаткам данного способа можно включить необходимую периодическую замену струйного насоса, вследствие его эрозионного износа, а также большой перепад давления на самом насосе, что может привести к охлаждению пластового флюида непосредственно в устьевом оборудовании и выпадению твердого осадка
Известен способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу (см. патент РФ №2361067, Е21В 43/00 (2006.01), Е21В 37/00 (2006.01), опубл.: 10.07.2009), по которому осуществляется прокачка горячего теплоносителя по замкнутой циркуляционной системе, сформированной посредством размещения дополнительной подвесной технологической колонны между кондуктором и эксплуатационной колонной, соединяющей по принципу сообщающихся сосудов через устьевую обвязку затрубное и внутреннее пространство подвесной технологической колонны и наземное емкостное и насосное оборудование.
Недостатком способа являются усложнение конструкции скважины и обвязки устья за счет дополнительной лифтовой колонны, большие эксплуатационные затраты, связанные с нагревом теплоносителя и его насосной циркуляцией в течение всего периода эксплуатации скважины.
Наиболее близким способом (прототипом) является способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения (патент RU №2523318, Е21В 43/14 (2006.01), опубл.: 20.07.2014), включающий совместную эксплуатацию одной лифтовой колонной, по крайней мере, двух объектов добывающей скважины с использованием струйного аппарата для лифта флюидов обоих объектов по колонне насосно-компрессорных труб и для создания депрессии на низконапорный объект за счет энергии полного дебита флюида из высоконапорного объекта, служащего рабочим агентом струйного насоса, по крайней мере, до уровня расположения первого газлифтного клапана, а нагнетательными скважинами осуществляют регулируемый по величине объема внутрискважинный перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный, причем при внутрискважинном перепуске флюида из высоконапорного пласта в низконапорный через нагнетательные и добывающие скважины дополнительно регулируют величину депрессии в низконапорном пласте между нагнетательными и добывающими скважинами и такую скорость, которая обеспечивает вымывание ретроградного конденсата из пор вмещающих пород низконапорного пласта.
Недостатком данного способа является необходимость включения в состав лифтовой колонны дополнительного оборудования (струйный насос), которое требует замены (капитальный ремонт скважины). Также при смешении газа и гидроминерального сырья - рапы возможно образование кристаллогидратов в колонне лифтовых труб, прекращение добычи и проведение ремонтных работ по скважине.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка алгоритма (последовательности операций) в цикле бурения, крепления скважины с целью повышения эффективности добычи газа и газового конденсата в условиях наличия в вышележащей толще горных пород высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, без образования кристаллогидратов и с одновременной добычей рапы.
Сущность предлагаемого изобретения - одновременная добыча насыщенных крепких литиеносных рассолов из высоконапорных межсолевых пластов соленосной толщи по затрубному пространству с одновременным прогревом эксплуатационной обсадной колонны (по которой идет восходящий поток газа) при добыче газа и газового конденсата из нижележащих пластов с возможностью одновременного использования энергии высоконапорного пласта для интенсификации притока из газового пласта путем гидроразрыва, а также техническая возможность организовать циркуляциию в интервале рапопроявляющего пласта.
Технический результат - доведение скважины до проектного забоя и обеспечение безаварийной добычи газа и газового конденсата и крепкого рассола (рапы) - ценного гидроминерального сырья на расчетный срок эксплуатации скважины.
Технический результат достигается предлагаемым способом одновременной добычи флюидов, склонных к температурному фазовому переходу, включающим выделение эксплуатационных объектов, бурение скважины для одновременной добычи флюидов, при этом ведут бурение и крепление по высоконапорному пласту, насыщенному крепкими рассолами, далее выполняют крепление высоконапорного пласта эксплуатационной обсадной колонной повышенной прочности с многоразовой муфтой гидроразрыва пласта, установленной в подошве высоконапорного пласта, при этом цементирование эксплуатационной колонны проводят до подошвы высоконапорного пласта, далее продолжают бурение скважины на целевой объект с газовым и газоконденсатным насыщением, затем после окончания бурения на целевой газовый пласт проводят вызов притока из высоконапорного пласта путем принудительной закачки в затрубное пространство эксплуатационной колонны слабоминерализованного рассола в высоконапорный пласт на поглощение, после полного замещения затрубного пространства на слабоминерализованный рассол проводят стравливание давления и выход высоконапорного пласта на рабочий режим самоизливом насыщенным крепким рассолом с температурой 45-60 градусов Цельсия, одновременно прогревая эксплуатационную колонну, при необходимости в целях преодоления больших значений скин-эффекта в призабойной зоне проводят создание гидроразрыва продуктивного газового пласта за счет энергии высоконапорного пласта, насыщенного крепкими рассолами, путем перенаправления потока из затрубного пространства в лифтовую колонну через устье скважины, и далее проводят работы по запуску в добычу основного газового пласта.
Устьевые давления при добыче насыщенных крепких рассолов в условиях юга Сибирской платформы могут достигать 16-22 МПа. Пластовая жидкость из высоконапорного пласта является идеальной жидкостью для проведения гидроразрыва, так как абсолютна инертна к «цементу» коллектора, в котором, как и в крепком насыщенном рассоле, высоко содержание ионов Са+.
Изобретение иллюстрируется следующими чертежами:
На фиг. 1 показана конструкция скважины для одновременной добычи газа и рапы по предлагаемому способу.
На фиг. 2 представлен вид данной конструкции скважины для одновременной добычи газа и рапы во время добычи флюидов.
Обозначения на чертежах:
1 - обсадная колонна 426 мм, установленная на глубину 60 м,
2 - обсадная колонна 324 мм, установленная на глубину 600 м,
3 - обсадная колонна 245 мм, установленная на глубину 2100 м,
4 - обсадная колонна 178 мм, установленная на глубину 2900 м,
5 - обсадная колонна 114 мм, установленная на глубину 2950 м,
6 - многоразовая муфта гидроразрыва пласта,
7 - лифтовая колонна.
ПРИМЕР
8 качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны (3) 245 мм - 2100 м.
Глубина высоконапорного пласта - 2150-2160 м.
2
Давление в высоконапорном пласте - 45 МПа (градиент пластового давления 2,13 кг/см на 10 м).
3
Плотность утяжеленного бурового раствора - 2240 кг/м.
3
Плотность рассола из высоконапорного пласта - 1400 кг/м.
Газоконденсатный пласт на глубине 3000 м с пластовым давлением 25 МПа.
3
При бурении высоконапорный пласт, насыщенный крепкими рассолами, вскрыт на глубине 2150-2160 м. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление высокоминерализованного раствора в ствол скважины (плотность 1360 кг/м) с увеличением газопоказаний до 5%.
3
Далее продолжается бурение до глубины 2900 м (глубина установки башмака эксплуатационной колонны) на утяжеленном растворе. Осуществляется спуск эксплуатационной колонны (4) 178 мм повышенной прочности с многоразовой муфтой гидроразрыва пласта (6), установленной в подошве высоконапорного пласта, выполняется цементирование скважины в интервале 2160-2900 м прямым цементированием. При этом в затрубном пространстве эксплуатационной колонны в интервале 0-2160 м остается утяжеленный буровой раствор плотностью 2240 кг/м, который сдерживает рапопроявление из высоконапорного пласта в интервале 2150-2160 м.
3
3
3
Далее продолжается бурение скважины по продуктивному пласту с газовым и газоконденсатным насыщением до глубины 2950 м. Заканчивание скважины выполняют потайной обсадной колонной хвостовиком (5) или открытым стволом (фиг. 1). Перед вызовом притока из газоконденсатного пласта выполняется закачка слабоминерализованного рассола плотностью 1100 кг/м в затрубное пространство эксплуатационной колонны (4) 178 мм на поглощение с целью отлавливания утяжеленного бурового раствора плотностью 2240 кг/м в высоконапорный пласт на глубине 2150-2160 м. Давление закачки на устье ориентировочно будет составлять до 22-25 МПа. После окончания закачки при стравливании давления в затрубе за счет отрицательной разницы давлений между гидростатическим (рассола 1100 кг/м) 23 МПа и пластовым давлением в высоконапорном пласте 45 МПа скважина будет выходить на режим самоизливом. При этом температура насыщенного крепкого рассола из пласта 45-60 градусов Цельсия, что обеспечивает прогрев эксплуатационной колонны. Далее осуществляется вызов притока из газоносного пласта (фиг. 2). За счет прогрева эксплуатационной колонны эффект образования кристаллогидратов в процессе подъема газа по лифтовой колонне (7) становится невозможен. Чистка межколонного пространства обсадных колонн 178*245 от выпавших солей возможна за счет активации многоразовой муфты гидроразрыва пласта (6), играющей роль циркуляционного переводника в составе обсадной колонны.
Далее проводится промывка. Затем муфта (6) деактивируется, надежно изолируя межколонное пространство от внутреннего пространства эксплуатационной колонны. Активация многоразовой муфты гидроразрыва пласта возможна за счет спуска в скважину установочного инструмента, в том числе возможно применение колтюбинга [Машорин В.А. и др. Первое в России успешное применение технологии гидроразрыва пласта без подъема ГНКТ на поверхность при проведении многотоннажных МГРП // Время колтюбинга, 2018, №3 (065), с. 36-41].
Также при малых дебитах из нижезалегающего газоносного пласта (при больших значениях скин-эффекта в призабойной зоне) дополнительно проводят гидроразрыв газового пласта за счет энергии высоконапорного пласта путем перенаправления потока крепких рассолов - рапы из затрубного пространства в лифтовую колонну (7) через устье скважины. Устьевые давления при добыче насыщенных крепких рассолов в условиях юга Сибирской платформы могут достигать 16-22 МПа. Высокодебитный фонтанирующий высоконапорный пласт играет роль группы насосов, обеспечивающих высокий расход жидкости и требуемое давление, необходимые для гидроразрыва пород. Пластовая жидкость из высоконапорного пласта является идеальной жидкостью для проведения гидроразрыва, так как абсолютна инертна к «цементу» коллектора, в котором, как и в крепком насыщенном рассоле высоко содержание ионов Са+.
3
Давление на газовый пласт при перенаправлении потока насыщенного крепкого рассола в скважину (при полностью заполненной скважине рассолом 1400 кг/м) будет составлять 58-64 МПа (при давлении гидроразрыва газового пласта 55-56 МПа). Работа высоконапорного высокодебитного пласта в качестве насосной группы процесса гидроразрыва пласта - большое преимущество данного способа.