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WO2015062922A1 - Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus gaskondensat-lagerstätten - Google Patents

Verfahren zur förderung von erdgas und erdgaskondensat aus gaskondensat-lagerstätten Download PDF

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Publication number
WO2015062922A1
WO2015062922A1 PCT/EP2014/072601 EP2014072601W WO2015062922A1 WO 2015062922 A1 WO2015062922 A1 WO 2015062922A1 EP 2014072601 W EP2014072601 W EP 2014072601W WO 2015062922 A1 WO2015062922 A1 WO 2015062922A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
gas condensate
natural gas
production
deposit
underground
Prior art date
Application number
PCT/EP2014/072601
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Vladimir Stehle
Original Assignee
Wintershall Holding GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Wintershall Holding GmbH filed Critical Wintershall Holding GmbH
Publication of WO2015062922A1 publication Critical patent/WO2015062922A1/de

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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well

Definitions

  • the present invention relates to a process for the production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit containing a gas mixture with retrograde condensation behavior.
  • Gas mixtures with retrograde (retrogressive) condensation behavior coming from the gas phase, undergo a partial condensation in the event of an isothermal reduction in pressure and return to the gas phase on further lowering of the pressure.
  • retrograde condensation behavior occurs in a gas mixture whose temperature is above the critical temperature of the gas mixture.
  • Natural gas mixtures containing, for example, besides methane, ethane, propanes and butanes, 2 to 20% by volume of heavy hydrocarbons (C 5 +, such as, for example, pentanes and hexanes) generally have a retrograde condensation behavior.
  • the phase behavior of gas mixtures with retrograde condensation behavior is shown by way of example in FIG.
  • This liquid gas condensate can block the Bohrlochnahzone, whereby the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate through the production wells decreases sharply or even completely comes to a standstill.
  • This effect is particularly pronounced in the production of natural gas and / or natural gas condensate deposits from gas condensate deposits which have a low permeability.
  • the area where the liquid gas condensate blocks the flow of natural gas and / or natural gas condensate to the production well may be 5 to 100 m wide.
  • the region in which the blocking is brought about by the liquid gas condensate generally has a quasi-cylindrical shape in the center of which the production bore lies. The lowering of the reservoir ruck occurring due to the conveyance and the consequent blocking with liquid gas condensate can in some cases even lead to the loss of the reservoir.
  • RU 2018639 describes a method for preventively preventing the formation of liquid gas condensate in a gas condensate reservoir.
  • the process described there is also known as "cycling-process.”
  • the heavy hydrocarbons (C 5 +) are separated from light hydrocarbons (such as methane, ethane, and propanes) by light hydrocarbons Gas “pressed back into the deposit to increase the reservoir pressure.
  • the "cyc // ng" process is very time-consuming and cost-intensive and, with this process, the formation of liquid gas condensate in gas condensate deposits can not be reliably prevented.
  • SU 605429 describes a process for the development of gas condensate deposits.
  • the deposit is flooded with highly mineralized water.
  • the high mineralization prevents the dissolution of gases in the flood water and thus allows the displacement of the natural gas and the natural gas condensate the area of the borehole near the production well.
  • a disadvantage of this method is the massive destruction of the deposit by the injected flood water.
  • the injected flood water itself can lead to a blockage of the Bohrlochnahzone. This method does not allow for an effective increase in production rates.
  • SU 1596081 and RU 2064572 disclose methods of treating the gas condensate reservoir with seismic waves.
  • the seismic waves should thereby lead to an increase in the delivery rate from the gas condensate deposit. This process is not very efficient, especially in low-lying deposits.
  • RU 2415257 describes a method of stimulating the rates of delivery of gas condensate deposits by electromagnetic waves. This method is also unsuitable, especially for low-lying deposits.
  • RU 2245997 discloses a method in which solvents are injected into the well area at cyclic intervals to dissolve the liquid gas condensate.
  • the solvents used for this purpose are aqueous mixtures of acetone and methanol, chloroform and methanol or acetone and chloroform.
  • a disadvantage of this method is that the introduced aqueous mixtures also lead to a dilution of Bohrlochnah Kunststoffs.
  • the process is associated with the organic solvents used at an enormous cost.
  • the organic solvents used also cause environmental problems due to their toxicity.
  • EP 12 186 281 and EP 12 186 285 describe processes for the extraction of natural gas and / or natural gas condensate from underground gas condensate deposits, in which the liquid gas condensate blocking the Bohrlochnahzone is converted into the gaseous state of matter. This is done by injecting flowable compositions containing urea and optionally metals such as aluminum, magnesium or calcium. After injecting the flowable composition, the urea in the subterranean gas condensate reservoir hydrolyzes to ammonia and carbon dioxide and the metals are oxidized with evolution of heat. As a result, a significant pressure increase is achieved in the blocked Bohrlochnahzone.
  • RU 2 366 803 discloses a process for the development of underground gas condensate deposits. To release the blockage in the well area In the method according to RU 2 366 803, the production of natural gas from the underground gas condensate deposit is cyclically reduced or completely stopped. After a blockage of the Bohrlochnahzone is registered by liquid gas condensate, the production is throttled or completely adjusted in the process according to RU 2 366 803. By throttling or ceasing production, the pressure in the blocked borehole near zone of the underground gas condensate deposit increases again. The pressure increase is brought about here by a pressure equalization within the underground gas condensate deposit.
  • the present invention is therefore based on the object to provide an improved method for the production of natural gas and / or natural gas condensate from underground gas condensate deposits containing a gas mixture having a retrograde condensation behavior.
  • the method should not or only to a lesser extent have the disadvantages of the prior art described above.
  • the process should be inexpensive and easy to carry out and result in an effective increase in the production rate of natural gas and / or natural gas condensate from gas condensate deposits after the well area has been blocked by liquid gas condensate.
  • the method should be feasible in particular without lengthy production interruptions.
  • the object is achieved by a method for the production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit (5), the Containing a gas mixture with retrograde condensation behavior, comprising at least the process steps a) placing a production well (1) in the underground gas condensate deposit (5), b) perforating the production well (1) to form a first perforation section (61) in the underground gas condensate C) perforating the production well (1) to form a second perforation section (62) located in the underground gas condensate reservoir (5), d) installing a production tubing (14) in the production well ( 1) and sealing the annular space (11) between the outer wall of the production tubing (14) and the inner wall of the production well (1) in the region between the first and the second perforation section (61, 62), e) conveying natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit (5) either ei) through the first perforation abs chn
  • the present invention also provides a process for the production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit (5) containing a gas mixture with retrograde condensation behavior, comprising at least the process steps a) placing a production well (1) in the underground gas condensate - Bearing (5), b) perforating the production well (1) to form a first perforation section (61) disposed in the underground gas condensate deposit (5), c) perforating the production well (1) to form a second perforation section (Fig.
  • the inventive method allows the effective increase in the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate from a gas condensate deposit.
  • the inventive method allows the resolution of blockages by liquid natural gas condensate in the Bohrlochnahzone.
  • the method according to the invention has the advantage that it manages without toxicologically harmful substances.
  • the inventive method prevents dilution of the Bohrlochnahzone the gas condensate deposit.
  • the method according to the invention enables the continuous production of natural gas and / or natural gas condensate from a subterranean gas condensate deposit without lengthy production interruptions.
  • the production bore (1) for dissolving the blockage does not have to be converted. This increases the cost efficiency of the inventive method over the methods described in the prior art.
  • the process according to the invention can be used in all gas condensate deposits (5) which contain a gas mixture with a retrograde condensation behavior.
  • Such gas condensate deposits (5) are also referred to as retrograde gas condensate deposits (5).
  • the gas mixture contained in the underground gas condensate deposit (5) generally contains from 80 to 98% by volume of light hydrocarbons and from 2 to 20% by volume of heavy hydrocarbons.
  • light hydrocarbons are understood according to the invention methane, ethane, propanes and butanes.
  • Heavy hydrocarbons according to the invention hydrocarbons with 5 and more Carbon atoms understood, for example, pentanes, hexanes and heptanes, and optionally higher hydrocarbons.
  • propanes, butanes, pentanes, hexanes and heptanes are understood in the present case to mean both the unbranched hydrocarbon compounds and also all branched isomers of the abovementioned hydrocarbon compounds.
  • the properties of gas mixtures with retrograde condensation behavior are shown purely by way of example in FIG.
  • the area denoted by (al) describes the single-phase region in which the gas mixture is present exclusively in liquid form.
  • the single-phase region marked with (av) shows the region in which the gas mixture is exclusively gaseous.
  • the region marked (l + v) shows the biphasic region in which one part of the gas mixture is in liquid form and another part is in gaseous form.
  • (CP) shows the critical point of the gas mixture connecting the bubble point curve (bpc) to the dew point curve (dpc).
  • the Bubble Point Curve (bpc) is also referred to as the bubble-point curve
  • the dew point curve (dpc) is also called the dew-point curve.
  • the bubble point curve (bpc) separates the single-phase liquid region (a1) from the biphasic region (l + v).
  • the gas mixture is virtually 100% liquid and contains only infinitesimal amounts of gas.
  • the dew point curve (dpc) separates the single-phase gaseous region (av) from the two-phase region (l + v).
  • the gas mixture is virtually 100% gaseous and contains only infinitesimal amounts of liquid.
  • T On the horizontal axis is the temperature (T), on the vertical axis the pressure (P) is plotted.
  • a gas mixture with a retrograde condensation behavior undergoes a partial condensation in the event of an isothermal reduction in pressure and reverts to the gas phase on further lowering of the pressure.
  • the retrograde condensation behavior usually occurs at temperatures which are above the critical point (CP) of the gas mixture.
  • T-i critical point of the gas mixture.
  • the gas mixture with retrograde condensation behavior at point (A) is gaseous and single-phase.
  • the gas mixture at point (B) reaches the dew point curve (dpc).
  • the gas mixture is virtually 100% gaseous, but it begins a to form an infinitesimal amount of liquid.
  • the gas mixture passes into the two-phase region (l + v), in which a liquid phase is formed by partial condensation in addition to the gas phase.
  • natural gas and liquid natural gas condensate are juxtaposed in a two-phase system.
  • the gas mixture again reaches the dew point curve (dpc) (marked by dot (D) in FIG. 1).
  • the dew point curve (dpc) is exceeded, the gas mixture reverts to the single-phase gaseous state.
  • point (E) in Figure 1 the gas mixture is again in gaseous and single-phase.
  • the illustration in FIG. 1 merely serves to explain the condensation behavior of retrograde gas mixtures without restricting the present invention.
  • the reservoir temperature T L of the gas condensate reservoirs (5) from which natural gas and / or natural gas condensate are conveyed by the process according to the invention is usually in the range from greater than 65 to 200 ° C., preferably in the range from 70 to 150 ° C., particularly preferably in the range of 80 to 140 ° C and in particular in the range of 85 ° C to 120 ° C.
  • the present invention thus also relates to a process in which the underground gas condensate deposit (5) has an initial reservoir temperature (T L ) in the range of greater than 65 to 200 ° C, preferably in the range of 70 to 150 ° C, particularly preferably in Range of 80 to 140 ° C and in particular in the range of 85 to 120 ° C.
  • the initial reservoir pressure (P L ) that is, the pressure of prior to carrying out the method according to the invention (initial pressure) is usually in the range of 80 to 1500 bar preferably the initial reservoir pressure (P L ) in the range of 300 to 600 bar
  • the permeability of the underground gas condensate deposits (5) is generally in the range of 0.01 to 10 mD (MilliDarcy).
  • 1 Darcy corresponds to 1 ⁇ 2 .
  • the permeability of the underground gas condensate deposit is therefore generally in the range of 0.01 * 10 -3 to 10 * 10 -3 ⁇ 2.
  • the porosity of the underground gas condensate deposits (5) is generally in the range of 0.1 to 30%.
  • the underground gas condensate deposit (5) is bounded on its upper side generally by a cover layer (2) and on its underside by a sole (3).
  • the cover layer (2) and the sole (3) are generally impermeable layers, for example, rock or clay layers.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the underground gas condensate deposit (5) is bounded on its upper side by a covering layer (2) and on its underside by a sole (3).
  • the underground gas condensate deposit (5) is generally stored at depths (depths) in the range of 0.5 to 5 km (km means kilometers).
  • the underground gas condensate deposit (5) generally has a layered structure.
  • the underground gas condensate reservoir (5) generally comprises production layers (5a) containing the gas mixture with retrograde condensation behavior.
  • the number of production layers (5a) can vary widely.
  • the number of production layers (5a) may be, for example, 2 to 100, preferably 3 to 50.
  • the production layers (5a) are generally separated by intermediate layers (5b).
  • the intermediate layers (5b) may be impermeable or partially permeable.
  • the intermediate layers (5b) can be constructed of clay, sand or other minerals.
  • the thickness of the underground gas condensate deposit (5) can vary widely.
  • the thickness of the underground gas condensate deposit (5) is generally in the range of 5 m to 200 m, preferably in the range of 10 m to 150 m (m means meters).
  • the present invention thus also relates to a process in which the underground gas condensate deposit (5) has a thickness in the range of 5 to 200 m.
  • the underground gas condensate deposit (5) generally has a layered structure, with the stratification being generally horizontal.
  • the permeability of the underground oil reservoir is therefore generally much higher in the horizontal direction than in the vertical direction.
  • the term "horizontal” is understood to mean not only laminations which run exactly parallel to the horizontal plane, but rather also stratifications which deviate from the horizontal plane by up to 30 °, the deviation being positive in this case
  • the deviation from the horizon plane may also be negative, in which case the stratification will have a negative slope, towards the center of the earth.
  • the alignment of the stratification of the underground gas condensate deposit (5) may thus deviate by a maximum of +/- 30 °, preferably by a maximum of +/- 20 ° and more preferably by a maximum of +/- 10 ° from the horizontal plane.
  • a production well (1) is drilled into the underground gas condensate deposit (5).
  • the sinking of the production well (1) into the underground gas condensate deposit (5) is carried out by conventional methods known to the person skilled in the art and is described, for example, in EP 0 952 300.
  • two or more production holes (1) can be drilled, in which then each of the further method steps b) to e) are performed.
  • the term "a production well (1)" according to the invention thus understood both exactly one production well (1) and two or more production wells (1).
  • the production well (1) can be a vertical, horizontal or a deflected production well (1).
  • the production bore (1) in step a) is deflected down (drilled).
  • the production well is a deflected bore comprising a quasi-vertical section (12) and an arcuate section (13).
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the production bore (1) comprises a quasi-vertical section (12) and an arcuate section (13).
  • quadsi-vertical is understood to mean not exclusively sections (12) of the production bore (1) which exactly follow the direction of the solder, but also sections (12) of the production bore (1) which are up to a maximum of 40 °, preferably up to a maximum 25 ° and particularly preferably at most 15 ° deviate from the direction of the solder.
  • the quasi-vertical section (12) of the production well (1) generally corresponds to the depth of the underground gas condensate deposit (5).
  • the depth here defines the distance from the surface (9) to the top of the underground gas condensate deposit (5). In other words, the distance from the surface (9) to the bottom of the cover layer (2).
  • the quasi-vertical section (12) of the production well (1) may, for example, have a length in the range of 0.5 to 5 km.
  • natural gas and / or natural gas condensate can be pumped from underground gas condensate deposits (5) which lie in a depth in the range from 0.5 to 5 km (km means kilometers).
  • the quasi-vertical section (12) is followed, in a preferred embodiment, by an arcuate section (13).
  • arcuate is understood according to the invention that the arcuate portion (13), starting from the quasi-vertical portion (12), initially has a negative slope, which merges into a positive slope at the apex of the arc.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the arcuate section (13), starting from the quasi-vertical section (12), initially has a negative slope which changes into a positive slope at the vertex of the arc.
  • the arcuate portion (13) of the production well (1) generally has a length in the range of 0, 1 to 1 km.
  • the portion of the negative pitch arcuate portion (13) traverses the underground gas condensate deposit (5) from the top layer (2) to the bottom (3).
  • the traversing of the gas condensate deposit (5) from the top layer (2) to the bottom (3) is also referred to as "first traversal".
  • the vertex of the arcuate portion (13) is preferably in the sole (3).
  • the subject of the present invention is thus also a method in which the vertex of the arcuate section (13) is arranged in the sole (3).
  • the portion of the arcuate portion (13) of positive slope traverses through the subsurface gas condensate deposit (5) from the sole (3) to the top layer (2).
  • the traversing of the gas condensate deposit (5) from the sole (3) to the top layer (2) is also referred to as "second traversal".
  • the production well (1) thus passes through the underground gas condensate deposit (5) twice.
  • the subject of the present invention is therefore also a method in which the production well (1) the gas condensate deposit first coming from the cover layer (2) to the sole (3) and a second time at least partially from the sole in the direction of the cover layer (2) traversed.
  • the portion of the arcuate portion (13) of positive slope need not fully pass through the underground gas condensate deposit (5).
  • the production well (1) is cased and cemented for stabilization by casings.
  • the production bore (1) is perforated to form a first perforation section (61).
  • the production bore (1) is perforated to form a second perforation section (62).
  • Both the first perforation section (61) and the second perforation section (62) are arranged in the underground gas condensate deposit (5).
  • first perforation section (61) and “second perforation section (62)" are introduced here only for distinguishing the two perforation sections.
  • the first perforation section (61) is preferably arranged in the region of the first crossing of the production bore (1) through the underground gas condensate deposit (5).
  • the second perforation section (62) is preferably arranged in the region of the second crossing of the production well (1) through the underground gas condensate deposit (5).
  • the first perforation section (61) is preferably in the portion of the arcuate section (13) of negative slope.
  • the second perforation section (62) is preferably located in that part of the arcuate section (13) which has a positive slope.
  • the first perforation section (61) corresponds to the path of the negative slope arcuate section (13) traversing the subterranean gas condensate reservoir (5) from the cover layer (2) to the sole (3).
  • the second perforation section (62) corresponds to the entire length of the arcuate section (13) of the production well (1) which traverses the underground gas condensate deposit (5) from the sole (3) towards the cover layer (2) , In other words, this means that the production well (1) is perforated over the entire length of the second crossing of the underground gas condensate deposit (5).
  • first perforation section (61) and “second perforation section (62)” are introduced only to distinguish the perforation sections. This means that the sequence of process steps b) and c) can be varied.
  • first method step b) and then method step c) is performed.
  • method step c) and then method step b) are carried out first.
  • the method steps b) and c) are carried out simultaneously.
  • the length of the perforation sections (61; 62) is selected in a preferred embodiment such that the perforation sections (61; 62) each traverse the entire underground gas condensate deposit (5).
  • the length of the perforation sections (61, 62) may independently of one another be, for example, in the range from 1 to 250 m, preferably in the range from 5 to 200 m and particularly preferably in the range from 10 to 150 m.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the length of the perforation sections (61, 62) is in each case independently in the range from 1 to 250 m.
  • the distance between the first perforation section (61) and the second perforation section (62) can vary within wide ranges.
  • the distance between the first perforation section (61) and the second perforation section (62) is in the range of 50 to 2000 m, preferably in the range of 100 to 1000 m, and particularly preferably in the range of 100 to 500 m.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a method in which the distance between the perforation sections (61, 62) is in the range of 50 to 2000 m.
  • the perforation sections (61) and (62) known methods described in the prior art are used.
  • the ball perforation can be used.
  • a cumulative perforator can be used. Methods for ball perforation are described for example in RU 2 358 100.
  • the generation of the perforation sections (61, 62) can take place directly after method step a).
  • the casing is perforated with.
  • further perforation sections can optionally be produced before method step d).
  • a third perforation section, a fourth perforation section and further perforation sections can be produced.
  • a production tubing string (14) is installed in the production well (1).
  • the annulus (11) is formed between the outer wall of the production tubing (14) and the inner wall of the casing (s).
  • the sealing of the annular space (1 1) can be done by conventional methods.
  • the seal is made in a preferred embodiment by installing at least one packer (10) in the annulus (1 1).
  • the underground gas condensate deposit (5) has a first connection to the surface (9) through the first perforation section (61) via the annular space (11).
  • the underground gas condensate reservoir (5) has a second connection to the surface (9) through the second perforation section (62) above the production tubing (14).
  • the underground gas condensate deposit (5) has two connections to the surface (9).
  • the first connection is in this case formed by the first perforation section (61) and the annular space (11).
  • the second connection is formed by the second perforation section (62) and the production tubing (14).
  • the two compounds may optionally be equipped with conventional filters to reduce the discharge of sand from the underground gas condensate deposit (5) into the production well (1).
  • valves (151, 152) are installed at the wellhead (15) of the underground gas condensate reservoir (5).
  • the valve (151) of the production tubing (14) can be opened or shut off (second connection).
  • the valve (152) With the valve (152), the annular space (1 1) can be opened or shut off (first connection).
  • the valve (152) can thus be the first connection from the wellhead (15) to the underground gas condensate deposit (5) control, that is opening or shutting off.
  • the second connection from the wellhead (15) to the second perforation section (62) of the underground gas condensate reservoir (5) can be controlled, ie open or shut off.
  • the distance of the first perforation section (61) from the second perforation section (62) can vary within wide ranges. Suitable distances are for example in the range of 50 to 2000 m, preferably in the range of 150 to 1000 m, more preferably in the range of 200 to 800 m.
  • the distance between the two perforation sections (61, 62) is determined from the first intersection of the arcuate section (13) from the subterranean gas condensate deposit (5) to the sole (3) until the re-entry of the arcuate section (13) from the sole (3 ) into the underground gas condensate deposit (5).
  • the reservoir pressure is Generally sufficient to promote natural gas and / or natural gas condensate through the production well (1).
  • the promotion can either
  • natural gas and natural gas condensate do not in this context mean a pure hydrocarbon mixture.
  • the natural gas and / or natural gas condensate can of course also contain other substances in addition to methane, ethane, propanes, butanes, hexanes and heptanes and optionally higher hydrocarbons.
  • formation water is understood to mean water which is originally present in the deposit, and water which has been introduced into the deposit through secondary and tertiary production process steps, for example so-called floodwater.
  • the formation water also comprises water which has optionally been introduced into the gas condensate deposit (5) by the process according to the invention.
  • a gas mixture with a retrograde condensation behavior has the following composition (data in mol%):
  • natural gas is understood as meaning gaseous gas mixtures which are conveyed from the underground gas condensate deposit (5).
  • natural gas condensate liquid mixtures are understood, which are funded from the underground gas condensate deposit (5).
  • the aggregate state of the gas mixtures conveyed from the underground gas condensate deposit (5) depends on the temperature and the pressure in the underground gas condensate deposit (5) or in the production well (1).
  • the method of the invention it is possible to extract only natural gas through the production well (1).
  • the state of aggregation of the further substances optionally present in the natural gas or in the natural gas condensate likewise depends on the pressure and the temperature in the lower gas condensate deposit (5) or in the production well (1).
  • the other substances may likewise be present in liquid form or in gaseous form in the mixture conveyed through the production well (1).
  • the extraction of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit (5) may also be preceded by both compounds, i. E. through the first perforation section (61) via the annulus (11) and through the second perforation section (62) via the production tubing (14).
  • the promotion takes place either
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which the method steps ei) and eii) are carried out alternately.
  • the delivery begins with process step ei) or process step eii).
  • the process steps ei) and eii) can also be carried out simultaneously for a certain period of time.
  • the period of simultaneous execution of the process steps ei) and eii) is generally not more than one month, preferably a maximum of one week, and more preferably a maximum of one day.
  • the delivery can thus begin with process step ei) through the first perforation section (61) via the annular space (11) and thereafter continue with process step eii) via the second perforation section (62) through the production tubing (14).
  • the process step eii) is followed again by the promotion according to process step ei), etc.
  • the delivery can also begin with process step eii) through the second perforation section (62) via the production tubing (14) and then continue with process step ei) through the annulus (11) via the first perforation section (61).
  • the process step ei) is followed again by the promotion according to process step eii), etc.
  • the one-time execution of the process step ei) and the one-time execution of the process step eii) is also referred to as a cycle.
  • the subject matter of the present invention is therefore also a process in which process step e) is carried out cyclically, one cycle comprising the one-time performance of process step ei) and the one-time performance of process step eii).
  • a cycle begins with process step ei) or process step eii).
  • a cycle includes process step ei) followed by process step eii).
  • a cycle comprises the process step eii) followed by process step ei).
  • the number (n) of cycles may be in the range of 3 to 100, preferably in the range of 5 to 50, and more preferably in the range of 5 to 40.
  • the present invention also provides a process in which the number (n) of cycles in process step e) is in the range of 3 to 100.
  • method step e) thus comprises the method steps: e), eiii), ei 2 ) and eii 2 ).
  • Cycle 1 comprises the process steps e) and eiii).
  • Cycle 2 comprises the process steps ei 2 ) and eii 2 ).
  • method step e) thus comprises the method steps: eh), eih) to ei 10 o) and eii 0 o) -
  • step ei) natural gas and / or natural gas condensate by conventional methods from the underground gas condensate reservoir (5) via the first perforation section (61) through the annulus (1 1) promoted.
  • the pressure in the underground gas condensate deposit (5) decreases, the temperature of the underground gas condensate deposit (5) remains largely unchanged.
  • the extraction of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate reservoir (5) leads to an isothermal reduction in pressure.
  • the temperature of the underground gas condensate deposit (5) in the implementation of the method according to the invention remains largely constant, that is, that the temperature of the underground gas condensate deposit (5) by a maximum of +/- 20 ° C. , preferably at + 1-10 ° C., and more preferably at +/- 5 ° C. when carrying out the process according to the invention in comparison to the initial reservoir temperature (T L ) before carrying out the process according to the invention.
  • the pressure reduction (pressure decrease) is most pronounced in the vicinity of the first perforation section (61), through which natural gas and / or natural gas condensate is conveyed through the annulus (11), and increases with increasing distance from the first perforation section (61) of the production well (1) from.
  • FIG. 2 shows by way of example the pressure curve in the underground gas condensate deposit (5) as a function of the distance to the production well (1), in the region in which the first perforation section (61) is arranged.
  • the distance to the production hole (1) is plotted on the horizontal axis in meters (m).
  • the reservoir jerk (P) is plotted on the dashed vertical axis.
  • the reservoir pressure (P) reaches a value at which partial condensation of the retrograde gas mixture starts. This distance is shown by the vertical dotted line in FIG.
  • Point (B) on the dashed reservoir pressure curve (P) formation of a biphasic mixture containing natural gas and natural gas condensate begins.
  • Point (B) on the dashed reservoir pressure curve (P) corresponds to point (B) in FIG. 1.
  • the gas mixture is biphasic (range (l + v)).
  • the gas mixture is in single phase (area (av)).
  • the proportion of liquid natural gas condensate is plotted on the vertical axis (KG) and is shown by the solid curve (KG) in Figure 2. From a certain concentration of liquid natural gas condensate, the near zone of the production well (1) in the region of the first perforation (61) is blocked, whereby the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate via the first perforation section (61) via the annulus (1 1) decreases or completely come to a standstill. This critical area is represented by the gray-shaded area (KB) in FIG. The critical concentration of the liquid natural gas condensate in the gas mixture is represented by the point (KS) on the curve (KG) in FIG.
  • FIG. 2 merely illustrates the conditions in an underground gas condensate Deposit (5) having a gas mixture with retrograde condensation behavior, without limiting the present invention thereto.
  • Process step ei) is generally carried out until a reduction of the delivery rate from the underground gas condensate reservoir (5) via the first perforation section (61) through the annular space (1 1) is registered.
  • Process step ei) is generally carried out until a decrease in the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate of at least 5%, preferably at least 10% and particularly preferably at least 20% is registered, in each case based on the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate Beginning of process step ei).
  • Process step ei) is generally carried out for a time (T ei ) in the range of one week to six months.
  • the duration (T ei ) depends on the initial reservoir (P L ).
  • the time period for which process step ei) is carried out can therefore also be shorter or longer.
  • the production of natural gas according to process step eii) is continued through the second perforation section (62) via the production pipeline (14).
  • a simultaneous delivery according to method step ei) and eii) can also take place here.
  • this period will generally be in the range of less than one month, preferably less than one week and most preferably less than one day.
  • the promotion according to step ei) is set before the promotion according to step eii) is recorded. Subsequently, the production of natural gas and / or natural gas condensate according to process step eii) is continued.
  • the above statements and preferences with regard to process step ei) apply accordingly.
  • two valves (151 and 152) are arranged at the wellhead (15) in a preferred embodiment. Through the valve (152), the annular space (1 1) of the wellhead (15) connects to the first perforation step (61) shut off.
  • the valve (151) is opened, thereby opening the connection of the second perforation section (61) via the production tubing (14) to the wellhead (15).
  • the liquid natural gas condensate which forms the critical region (KB)
  • the critical area (4; KB) generally has a radial extent measured from the first or second perforation section in the range of 1 to 50 m, preferably in the range of 3 to 40 m and particularly preferably in the range of 4 to 30 m.
  • the time required for this pressure equalization can also vary widely. It is usually in the range of one week to 10 months. However, the reason for the change from process step ei) to process step eii) and vice versa is generally not the pressure equalization in the region of the unused perforation step (61; 62) but the reduction of the feed rate by the used perforation section (61; 62).
  • Process step eii) is generally carried out until the delivery rate of natural gas and / or natural gas condensate decreases. For the decrease of the delivery rate as well as the time duration for carrying out the process step eii), the above statements and preferences with regard to process step ei) apply correspondingly.
  • the process steps ei) and eii) can be repeated as often as desired.
  • the number of cycles may be as described above, for example, 1 to 500.
  • the limiting factor for the number of cycles is the initial reservoir pressure (P L ) of the underground gas condensate reservoir (5) and the duration of the individual cycles. The higher the initial reservoir pressure (P L ) is, the more cycles can generally be performed. This is because with the execution of each cycle, the total reservoir pressure of the underground gas condensate reservoir (5) decreases.
  • Process step ei) is generally carried out only so long that the pressure decrease within the underground gas condensate deposit (5) does not spread to the second perforation section (62), i. there a pressure decrease can be registered.
  • the valves 151 and 152 can be opened and the pressure in the annular space 11 ) or in the production tubing (14) are measured.
  • step e) of the method according to the invention is explained in more detail by way of example, whereby three cycles are carried out and the production of natural gas and / or natural gas condensate according to method step ei) is started via the first perforation section (61). Cycle 1 e) - start of the production of natural gas and / or natural gas condensate from the underground gas condensate deposit (5) through the first perforation section (61) via the annulus (11),
  • cycle 3 can be followed by further cycles.
  • the periods T ei1 and T eii1 are approximately equal.
  • the following condition applies:
  • the period of time for which natural gas and / or natural gas condensate can be pumped according to process steps ei) and eii) generally decreases with increasing number of cycles. This is because the reservoir is generally lower after completion of a cycle than the reservoir immediately prior to performing this cycle. In general, therefore, the period T ei1 is longer than the period T ei2 and the period T eii1 is generally longer than the period T eii 2. In general, therefore, for the periods of the individual cycles, the following condition applies:
  • T ei2 Part> T ei2 ; T ei2 > T ei3 ; to; T once i> T and
  • n is the number of cycles.
  • Suitable flooding agents may be gaseous or liquid.
  • Suitable gaseous flooding agents (FM) are for example selected from the group consisting of nitrogen, carbon dioxide and natural gas.
  • Suitable liquid flooding agents (FM) are, for example, water, to which any customary additives, such as, for example, thickeners, can be added.
  • known methods for thermal treatment can be used.
  • the subject matter of the present invention is thus also a method in which, after completion of the cyclical execution of method step e), either through the first perforation section (61) or through the second perforation section (62), a flooding agent (FM) is introduced into the underground gas condensate reservoir (5 ) is injected.
  • a flooding agent FM
  • FIGS. 1 to 8 The present invention is further illustrated by the following example and FIGS. 1 to 8 without being limited thereto.
  • the reference numerals have the following meanings: a single-phase liquid region
  • FIG. 1 A first figure.
  • FIG. 2 The phase behavior of gas mixtures with retrograde condensation behavior.
  • Figure 3 shows a preferred embodiment of the present invention.
  • Figure 3 40 shows a vertical section through the underground gas condensate deposit (5).
  • the production bore (1) has a quasi-vertical section (12), which is adjoined by the arcuate section (13).
  • the production well (1) passes through the Underground gas condensate deposit (5) coming from the top layer (2) to the bottom (3). Starting from the vertex of the arcuate section (13), the production well (1) traverses the underground gas condensate reservoir (5) a second time from the sole (3) to the cover layer (2).
  • the first perforation section (61) and the second perforation section (62) are arranged inside the underground gas condensate deposit (5).
  • FIG. 4 shows a preferred embodiment of the method according to the invention.
  • Figure 4 shows a vertical section through the underground gas condensate deposit (5).
  • FIG. 4 shows the state after method step ei) has been carried out for a certain period of time.
  • the critical area (4) has formed.
  • the flow direction of natural gas and / or natural gas condensate is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • the pressure profile within the underground gas condensate deposit (5) is indicated by the curve with the reference numeral 8.
  • the pressure curve it becomes clear that the decrease in pressure in the region of the first perforation section (61) is particularly strong.
  • the pressure within the underground gas condensate reservoir (5) increases and reaches a constant plateau in the area of the second perforation section (62).
  • FIG. 5 shows a preferred embodiment of the present invention, in which the delivery has been adjusted according to method step ei) and the delivery is continued according to method step eii).
  • the flow direction of natural gas and / or natural gas condensate is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • the delivery takes place via the second perforation section (62) via the production tubing (14, not shown).
  • FIG. 6 shows the state toward the end of process step eii).
  • FIG. 7A shows a vertical section through the underground gas condensate deposit (5) with a higher density of detail.
  • FIG. 7A shows a section enlargement in the region of the arcuate section (13) of the production bore (1).
  • FIG. 7A corresponds to the state shown in FIG. 4 toward the end of the execution of method step ei).
  • the flow direction of natural gas and / or natural gas condensate is indicated by the arrows with the reference numeral 7.
  • the natural gas and / or natural gas condensate is conveyed through the annulus (11).
  • the annular space (11) is sealed in the region between the first perforation section (61) and the second perforation section (62) by two packers (10).
  • FIG. 7B
  • FIG. 7B shows the state as shown in FIG.
  • the promotion according to process step ei) has been discontinued.
  • the promotion according to process step eii) was continued.
  • the natural gas and / or natural gas condensate is conveyed through the second perforation section via the production conveyor line (14).
  • the pressure profile within the underground gas condensate deposit (5) is indicated by the curve with the reference numeral 8.
  • FIG. 8 shows a detailed cross section through the underground gas condensate deposit (5).
  • natural gas and / or natural gas condensate is conveyed through the second perforation section (62) through the production tubing (14).
  • FIG. 8 shows a detailed illustration of the installation of the wellhead (15).
  • the wellhead (15) has two valves (151, 152).
  • the valve (151) controls the opening or shut-off of the production tubing (14).
  • the valve (152) controls the opening or shut-off of the annular space (1 1).
  • By opening the valve (151), natural gas and natural gas condensate can be conveyed through the second perforation section (62).
  • By opening the valve (152), natural gas and / or natural gas condensate can be conveyed through the annular space (11) via the first perforation section (61).
  • the present invention will be further illustrated by the following embodiment, without, however, limiting it thereto.
  • a deflected production well (1) is drilled.
  • the drilling down of the bore as well as the formation of the perforation sections (61, 62) as well as the installation of a production line (14) and the packer (10) takes place as shown in FIG.
  • the production well (1) is cased and cemented with casings.
  • the arcuate portion (13) traverses the underground gas condensate deposit (5) twice.
  • the perforation sections (61; 62) are each arranged in the underground gas condensate deposit (5).
  • the distance between the two perforation sections (61; 62) is 200 m.
  • the thickness of the underground gas condensate deposit (5) is in the range of 50 to 80 m.
  • the reservoir temperature (T L ) is 105 ° C.
  • the initial reservoir pressure (P L ) is approximately 658.6 bar.
  • the permeability of the underground gas condensate deposit (5) ranges between 0.5 * 10 -3 and 5.0 * 10 -3 ⁇ 2 . ⁇ Porosity of the underground gas condensate deposit (5) is in the range of 0.2 to 0.25%.
  • the completion of the production bore (1) takes place as shown in FIG.
  • the production of natural gas and / or natural gas condensate is started according to process step ei) via the first perforation section (61).
  • the valve (152) is opened and the valve (151) is closed.
  • the radius, starting from the first perforation section (61) of the production bore (1), has an extension in the range of 5 to 10 m.
  • the promotion according to step ei) by the first perforation section (61) is set.
  • the valve (152) is closed.
  • the connection to the second perforation section (62) is made by opening the valve (151).
  • the production of natural gas and / or natural gas condensate according to process step eii) is continued.
  • the reservoir pressure recovers in the vicinity of the first perforation section (61).
  • the critical area (4) which is blocked with liquid natural gas condensate, reduced and is partially or completely in the gas phase.
  • the blocking by the critical area (4) is canceled.

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Abstract

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5), die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte a) Niederbringen einer Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5), b) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines ersten Perforationsabschnitts (61 ), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, c) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines zweiten Perforationsabschnitts (62), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, d) Installieren eines Produktionsrohrstrangs (14) in der Produktionsbohrung (1 ) und Abdichten des Ringraums (11 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand der Produktionsbohrung (1 ) im Bereich zwischen dem ersten und dem zweiten Perforationsabschnitt (61,62), e) Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) entweder ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (11 ) oder eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14), wobei die Verfahrensschritte ei) und eii) abwechselnd durchgeführt werden.

Description

Verfahren zur Förderung von Erdgas und Erdgaskondensat aus Gaskondensat- Lagerstätten
Beschreibung
Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält. Gasgemische mit retrogradem (rückschreitenden) Kondensationsverhalten durchlaufen, aus dem Bereich der Gasphase kommend, bei einer isothermen Druckerniedrigung eine Teilkondensation und gehen bei weiterer Druckerniedrigung wieder in die Gasphase über. Im Allgemeinen tritt ein retrogrades Kondensationsverhalten in einem Gasgemisch auf, dessen Temperatur oberhalb der kritischen Temperatur des Gasgemischs liegt. Erdgasgemische, die beispielsweise neben Methan, Ethan, Propanen und Butanen 2 bis 20 Vol.-% schwerer Kohlenwasserstoffe (C5+; wie beispielsweise Pentane und Hexane) enthalten, weisen im Allgemeinen ein retrogrades Kondensationsverhalten auf. Das Phasenverhalten von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten ist exemplarisch in Figur 1 dargestellt.
Bei der Entwicklung von Gaskondensat-Lagerstätten, die Gasgemische mit retrogradem Kondensationsverhalten aufweisen (auch als retrograde Gaskondensat- Lagerstätten bezeichnet), führt das Kondensationsverhalten der vorstehend beschriebenen retrograden Gasgemische zu Problemen. Bei der Entnahme von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus solchen Lagerstätten durch eine Produktionsbohrung reduziert sich der Druck in der Lagerstätte, wobei die Temperatur der Lagerstätte dabei weitestgehend unverändert bleibt. Durch diese quasi-isotherme Druckerniedrigung in der Lagerstätte kommt es zu einer Teilkondensation des in der Lagerstätte enthaltenen Erdgases. Die Druckerniedrigung ist dabei in der Nähe der Produktionsbohrung (Bohrlochnahzone) am stärksten ausgeprägt. Durch die Teilkondensation bildet sich, insbesondere im Bereich der Bohrlochnahzone, ein flüssiges Gaskondensat (Erdgaskondensat). Dieses flüssige Gaskondensat kann dabei die Bohrlochnahzone blockieren, wodurch die Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung stark abnimmt oder sogar vollständig zum Erliegen kommt. Besonders ausgeprägt ist dieser Effekt bei der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat-Lagerstätten aus Gaskondensat-Lagerstätten, die eine niedrige Permeabilität aufweisen. Durch die Blockierung der porösen Gesteine im Bereich der Bohrlochnahzone wird der Zufluss von Erdgas und/oder Erdgaskondensat zur Produktionsbohrung stark EB13-5600PC MB/VS/tho eingeschränkt oder kommt sogar vollständig zu Erliegen. Abhängig von den geologischen Eigenschaften der Lagerstätte sowie von den Druck- und Temperaturverhältnissen in der Lagerstätte, kann der Bereich, in dem das flüssige Gaskondensat den Zufluss von Erdgas und/oder Erdgaskondensat zur Produktionsbohrung blockiert, 5 bis 100 m breit sein. Der Bereich, in dem die Blockierung durch das flüssige Gaskondensat herbeigeführt wird, hat dabei im Allgemeinen eine quasi-zylinderförmige Form, in deren Zentrum die Produktionsbohrung liegt. Die durch die Förderung auftretende Absenkung des Lagerstättend rucks und durch die damit eintretende Blockierung mit flüssigem Gaskondensat kann in einigen Fällen sogar zum Verlust der Lagerstätte führen.
Im Stand der Technik sind Verfahren beschrieben, die zu einer Minderung der Bildung von flüssigem Gaskondensat und zu einer Verbesserung der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte führen.
RU 2018639 beschreibt ein Verfahren zur präventiven Verhinderung der Bildung von flüssigem Gaskondensat in einer Gaskondensat-Lagerstätte. Das dort beschriebene Verfahren ist auch als„cycling-process" bekannt. Dabei werden bei der Gasförderung die schweren Kohlenwasserstoffe (C5+) obertage von leichten Kohlenwasserstoffen (wie beispielsweise Methan, Ethan und Propanen) abgetrennt. Die leichten Kohlenwasserstoffe werden als sogenanntes„trockenes Gas" wieder in die Lagerstätte eingepresst, um den Lagerstättendruck zu erhöhen. Das„cyc//ng"-Verfahren ist sehr aufwändig und kostenintensiv. Darüber hinaus lässt sich mit diesem Verfahren die Bildung von flüssigem Gaskondensat in Gaskondensat-Lagerstätten nicht zuverlässig verhindern.
Die US 2003/141073, die US 2007/000663 und die US 2010/025227 beschreiben zweistufige Verfahren zur Förderung von Kohlenwasserstoffen aus unterirdischen Lagerstätten. Diese Lagerstätten enthalten flüssige Kohlenwasserstoffe mit einer darüberliegenden Gasschicht. In den beschriebenen Verfahren wird zunächst das Gas aus der Gasschicht gefördert und anschließend in den die flüssigen Kohlenwasserstoffe enthaltenden Bereich der Lagerstätte eingepresst. Dadurch wird deren Viskosität verringert und sie können gefördert werden. Diese Verfahren sind äußerst aufwändig und kostenintensiv. Zudem lässt sich die Bildung von flüssigem Gaskondensat in Gaskondensat-Lagerstätten nicht zuverlässig verhindern.
SU 605429 beschreibt ein Verfahren zur Entwicklung von Gaskondensat-Lagerstätten. Bei diesem Verfahren wird die Lagerstätte mit hoch mineralisiertem Wasser geflutet. Die hohe Mineralisierung verhindert dabei das Auflösen von Gasen in dem Flutwasser und erlaubt somit die Verdrängung des Erdgases und des Erdgaskondensates aus dem Bereich der Bohrlochnahzone der Produktionsbohrung. Nachteilig an diesem Verfahren ist die massive Verwasserung der Lagerstätte durch das eingepresste Flutwasser. Darüber hinaus kann das eingepresste Flutwasser selbst zu einer Blockierung der Bohrlochnahzone führen. Dieses Verfahren ermöglicht keine effektive Steigerung der Förderraten.
SU 1596081 und RU 2064572 offenbaren Verfahren, bei dem die Gaskondensat- Lagerstätte mit seismischen Wellen behandelt wird. Die seismischen Wellen sollen dabei zu einer Erhöhung der Förderrate aus der Gaskondensat-Lagerstätte führen. Insbesondere bei tiefliegenden Lagerstätten ist dieses Verfahren wenig effizient.
RU 2415257 beschreibt ein Verfahren zur Stimulierung der Förderraten von Gaskondensat-Lagerstätten mittels elektromagnetischer Wellen. Auch dieses Verfahren ist, insbesondere für tiefliegende Lagerstätten, ungeeignet.
RU 2245997 offenbart ein Verfahren, bei dem in den Bohrlochnahbereich in zyklischen Abständen Lösungsmittel eingepresst werden, um das flüssige Gaskondensat zu lösen. Als Lösungsmittel werden hierzu wässrige Gemische von Aceton und Methanol, Chloroform und Methanol oder Aceton und Chloroform verwendet. Nachteilig an diesem Verfahren ist, dass die eingebrachten wässrigen Gemische ebenfalls zu einer Verwässerung des Bohrlochnahbereichs führen. Darüber hinaus ist das Verfahren durch die eingesetzten organischen Lösungsmittel mit enormen Kosten verbunden. Die eingesetzten organischen Lösungsmittel führen darüber hinaus durch ihre Toxizität zu Umweltproblemen.
Die noch nicht offen gelegten Anmeldungen EP 12 186 281 und EP 12 186 285 beschreiben Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten, bei denen das flüssige Gaskondensat, das die Bohrlochnahzone blockiert, in den gasförmigen Aggregatzustand überführt wird. Dies geschieht durch das Injizieren von fließfähigen Zusammensetzungen, die Harnstoff und gegebenenfalls Metalle wie Aluminium, Magnesium oder Kalzium enthalten. Nach dem Injizieren der fließfähigen Zusammensetzung hydrolysiert der Harnstoff in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte zu Ammoniak und Kohlendioxid und die Metalle werden unter Entwicklung von Wärme oxidiert. Hierdurch wird in der blockierten Bohrlochnahzone eine deutliche Drucksteigerung erreicht. Durch den Druckanstieg wird das flüssige Gaskondensat erneut in den gasförmigen Aggregatzustand überführt. Hierdurch wird die Blockierung der Bohrlochnahzone aufgelöst. Nachfolgend kann die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte fortgesetzt werden.
Die RU 2 366 803 offenbart ein Verfahren zur Entwicklung von unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten. Zum Auflösen der Blockierung in der Bohrlochnahzone wird bei dem Verfahren gemäß RU 2 366 803 die Förderung von Erdgas aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte in zyklischen Abständen gedrosselt oder vollständig eingestellt. Nachdem eine Blockierung der Bohrlochnahzone durch flüssiges Gaskondensat registriert wird, wird bei dem Verfahren gemäß RU 2 366 803 die Förderung gedrosselt oder vollständig eingestellt. Durch die Drosselung beziehungsweise Einstellung der Produktion steigt der Druck in der blockierten Bohrlochnahzone der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte wieder an. Der Druckanstieg wird hierbei durch einen Druckausgleich innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte herbeigeführt. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus anderen Bereichen der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte in die durch flüssiges Gaskondensat blockierte Bohrlochnahzone nachströmt. Hierdurch steigt der Druck in der blockierten Bohrlochnahzone an. Durch den Druckanstieg geht das flüssige Gaskondensat erneut in den gasförmigen Aggregatzustand über, wodurch die Blockierung der Bohrlochnahzone aufgelöst wird. Nachfolgend kann die Förderung von Erdgas fortgesetzt werden.
Die im Stand der Technik beschriebenen Verfahren, die zur Auflösung der Blockierung der Bohrlochnahzone den Druck in der Bohrlochnahzone erhöhen, haben den Nachteil, dass zwingend eine Produktionsunterbrechung beziehungsweise eine Drosselung der Fördermenge an Erdgas und/oder Erdgaskondensat durchgeführt werden muss. In Abhängigkeit vom Initialdruck der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte können die Zeitintervalle, in denen die Förderung eingestellt beziehungsweise gedrosselt wird, sehr lang sein. Dies führt zu erheblichen Produktionsausfällen an Erdgas und/oder Erdgaskondensat. Zudem ist mit dem Verfahren gemäß RU 2 366 803 nur eine relativ geringe Steigerung des Ausbeutegrades der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte möglich.
Der vorliegenden Erfindung liegt somit die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten bereitzustellen, die ein Gasgemisch enthalten, das ein retrogrades Kondensationsverhalten aufweist. Das Verfahren soll die Nachteile des vorstehend beschriebenen Standes der Technik nicht oder nur in vermindertem Maße aufweisen. Das Verfahren soll kostengünstig und einfach durchführbar sein und zu einer effektiven Erhöhung der Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus Gaskondensat-Lagerstätten führen, nachdem die Bohrlochnahzone durch flüssiges Gaskondensat blockiert wurde. Das Verfahren soll insbesondere ohne längere Produktionsunterbrechungen durchführbar sein. Gelöst wird die Aufgabe durch ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5), die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte a) Niederbringen einer Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) , b) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines ersten Perforationsabschnitts (61 ), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, c) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines zweiten Perforationsabschnitts (62), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, d) Installieren eines Produktionsrohrstrangs (14) in der Produktionsbohrung (1 ) und Abdichten des Ringraums (1 1 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand der Produktionsbohrung (1 ) im Bereich zwischen dem ersten und dem zweiten Perforationsabschnitt (61 ,62), e) Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) entweder ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) oder
eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den
Produktionsrohrstrang (14).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist außerdem ein Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5), die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte a) Niederbringen einer Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) , b) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines ersten Perforationsabschnitts (61 ), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, c) Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines zweiten Perforationsabschnitts (62), der in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet ist, d) Installieren eines Produktionsrohrstrangs (14) in der Produktionsbohrung (1 ) und Abdichten des Ringraums (1 1 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand der Produktionsbohrung (1 ) im Bereich zwischen dem ersten und dem zweiten Perforationsabschnitt (61 ,62), e) Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) entweder ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) oder
eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14), wobei die Verfahrensschritte ei) und eii) abwechselnd durchgeführt werden.
Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die effektive Steigerung der Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer Gaskondensat-Lagerstätte. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht die Auflösung von Blockierungen durch flüssiges Erdgaskondensat in der Bohrlochnahzone. Das erfindungsgemäße Verfahren hat den Vorteil, dass es ohne toxikologisch bedenkliche Substanzen auskommt. Durch das erfindungsgemäße Verfahren wird eine Verwässerung der Bohrlochnahzone der Gaskondensat-Lagerstätte verhindert. Das erfindungsgemäße Verfahren ermöglicht insbesondere die kontinuierliche Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte ohne längere Produktionsunterbrechungen. Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren muss die Produktionsbohrung (1 ) zum Auflösen der Blockierung darüber hinaus nicht umgerüstet werden. Dies erhöht die Kosteneffizienz der erfindungsgemäßen Verfahren gegenüber den im Stand der Technik beschriebenen Verfahren.
Unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5)
Das erfindungsgemäße Verfahren kann in allen Gaskondensat-Lagerstätten (5) angewendet werden, die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthalten. Solche Gaskondensat-Lagerstätten (5) werden auch als retrograde Gaskondensat-Lagerstätten (5) bezeichnet.
Das in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) enthaltene Gasgemisch enthält im Allgemeinen 80 bis 98 Vol.-% leichte Kohlenwasserstoffe und 2 bis 20 Vol.- % schwere Kohlenwasserstoffe. Unter leichten Kohlenwasserstoffen werden erfindungsgemäß Methan, Ethan, Propane und Butane verstanden. Unter schweren Kohlenwasserstoffen werden erfindungsgemäß Kohlenwasserstoffe mit 5 und mehr Kohlenstoffatomen verstanden, beispielsweise Pentane, Hexane und Heptane sowie gegebenenfalls höhere Kohlenwasserstoffe. Unter den Bezeichnungen Propane, Butane, Pentane, Hexane und Heptane werden vorliegend sowohl die unverzweigten Kohlenwasserstoffverbindungen, als auch sämtliche verzweigte Isomeren der vorstehenden Kohlenwasserstoffverbindungen verstanden.
Die Eigenschaften von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten sind rein exemplarisch in Figur 1 dargestellt. Der mit (al) bezeichnete Bereich beschreibt dabei den einphasigen Bereich, in dem das Gasgemisch ausschließlich in flüssiger Form vorliegt. Der mit (av) gekennzeichnete einphasige Bereich zeigt den Bereich, in dem das Gasgemisch ausschließlich gasförmig vorliegt. Der mit (l+v) gekennzeichnete Bereich zeigt den zweiphasigen Bereich, in dem ein Teil des Gasgemischs in flüssiger Form und ein anderer Teil in gasförmiger Form vorliegen. (CP) zeigt den kritischen Punkt des Gasgemisches, der die Blasenbildungspunktkurve (bpc) mit der Taupunktkurve (dpc) verbindet. Die Blasenbildungspunktkurve (bpc) wird auch als bubble-point-Kurve bezeichnet, die Taupunktkurve (dpc) wird auch als dew-point-Kurve bezeichnet.
Die Blasenbildungspunktkurve (bpc) trennt den einphasigen flüssigen Bereich (al) vom zweiphasigen Bereich (l+v). Auf der Blasenbildungspunktkurve (bpc) ist das Gasgemisch praktisch zu 100 % flüssig und enthält nur infinitesimale Mengen an Gas.
Die Taupunktkurve (dpc) trennt den einphasigen gasförmigen Bereich (av) vom zweiphasigen Bereich (l+v). Auf der Taupunktkurve (dpc) ist das Gasgemisch praktisch zu 100 % gasförmig und enthält nur infinitesimale Mengen an Flüssigkeit.
Auf der horizontalen Achse ist die Temperatur (T), auf der vertikalen Achse der Druck (P) aufgetragen. Ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten durchläuft bei einer isothermen Druckerniedrigung eine Teilkondensation und geht bei weiterer Druckerniedrigung wieder in die Gasphase über. Das retrograde Kondensationsverhalten tritt in der Regel bei Temperaturen auf, die oberhalb des kritischen Punkts (CP) des Gasgemischs liegen. Nachfolgend wird exemplarisch das Verhalten eines Gemisches bei einer vorgegebenen Temperatur (T-i) beschrieben, die oberhalb des kritischen Punktes (CP) liegt.
Bei einer vorgegebenen Temperatur (T-i) liegt das Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten am Punkt (A) gasförmig und einphasig vor. Bei der isothermen Druckerniedrigung (in Figur 1 durch die gestrichelte Linie gekennzeichnet) erreicht das Gasgemisch am Punkt (B) die Taupunktkurve (dpc). An diesem Punkt liegt das Gasgemisch praktisch zu 100 % gasförmig vor, es beginnt sich jedoch eine infinitesimale Menge an Flüssigkeit zu bilden. Bei weiterer Druckerniedrigung geht das Gasgemisch in den zweiphasigen Bereich (l+v) über, in dem sich durch Teilkondensation neben der Gasphase auch eine Flüssigphase ausbildet. An Punkt (C) liegen somit Erdgas und flüssiges Erdgaskondensat in einem Zweiphasensystem nebeneinander vor. Wird der Druck weiter isotherm erniedrigt, erreicht das Gasgemisch erneut die Taupunktkurve (dpc) (in Figur 1 durch Punkt (D) gekennzeichnet). Mit Überschreiten der Taupunktkurve (dpc) geht das Gasgemisch erneut in den einphasigen gasförmigen Zustand über. An Punkt (E) in Figur 1 liegt das Gasgemisch wieder gasförmig und einphasig vor. Die Darstellung in Figur 1 dient lediglich der Erläuterung des Kondensationsverhaltens retrograder Gasgemische, ohne die vorliegende Erfindung zu beschränken.
Die Lagerstättentemperatur TL der Gaskondensat-Lagerstätten (5), aus denen mit dem erfindungsgemäßen Verfahren Erdgas und/oder Erdgaskondensat gefördert wird, liegt üblicherweise im Bereich von größer 65 bis 200 °C, bevorzugt im Bereich von 70 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 80 bis 140 °C und insbesondere im Bereich von 85 °C bis 120 °C.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) eine anfängliche Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von größer 65 bis 200 °C, bevorzugt im Bereich von 70 bis 150 °C, besonders bevorzugt im Bereich von 80 bis 140 °C und insbesondere im Bereich von 85 bis 120 °C aufweist. Der anfängliche Lagerstättend ruck (PL), das heißt, der Druck der vor der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens (Initialdruck), liegt üblicherweise im Bereich von 80 bis 1500 bar bevorzugt liegt der anfängliche Lagerstättendruck (PL) im Bereich von 300 bis 600 bar. Die Permeabilität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten (5) liegt im Allgemeinen im Bereich von 0,01 bis 10 mD (MilliDarcy). 1 Darcy entsprich 1 μηη2. Die Permeabilität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte liegt daher im Allgemeinen im Bereich von 0,01 *10"3 bis 10*10-3μηΊ2. Die Porosität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten (5) liegt im Allgemeinen im Bereich von 0,1 bis 30 %.
Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) ist an ihrer Oberseite im Allgemeinen durch eine Deckschicht (2) und an ihrer Unterseite durch eine Sohle (3) begrenzt. Bei der Deckschicht (2) und der Sohle (3) handelt es sich im Allgemeinen um undurchlässige Schichten, beispielsweise um Gesteins- oder Tonschichten. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) an ihrer Oberseite durch eine Deckschicht (2) und an ihrer Unterseite durch eine Sohle (3) begrenzt ist. Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) lagert im Allgemeinen in Tiefen (Teufen) im Bereich von 0,5 bis 5 km (km bedeutet Kilometer).
Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) weist im Allgemeinen einen schichtartigen Aufbau auf. Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) umfasst im Allgemeinen Produktionsschichten (5a), die das Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthalten. Die Anzahl der Produktionsschichten (5a) kann in weiten Bereichen variieren. Die Anzahl der Produktionsschichten (5a) kann beispielsweise 2 bis 100, bevorzugt 3 bis 50 betragen. Die Produktionsschichten (5a) sind im Allgemeinen durch Zwischenschichten (5b) voneinander getrennt. Die Zwischenschichten (5b) können dabei undurchlässig oder teilweise durchlässig sein. Die Zwischenschichten (5b) können dabei aus Ton, Sand oder anderen Mineralien aufgebaut sein. Die Mächtigkeit der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) kann in weiten Bereichen variieren. Die Mächtigkeit der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) liegt im Allgemeinen im Bereich von 5 m bis 200 m, bevorzugt im Bereich von 10 m bis 150 m (m bedeutet Meter). Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) eine Mächtigkeit im Bereich von 5 bis 200 m aufweist.
Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) weist im Allgemeinen einen schichtartigen Aufbau auf, wobei die Schichtung im Allgemeinen horizontal verläuft. Die Permeabilität der unterirdischen Erdöllagerstätte ist daher in horizontaler Richtung im Allgemeinen deutlich höher als in vertikaler Richtung.
Unter dem Begriff „horizontal" werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Schichtungen verstanden, die genau parallel zur Horizontebene verlaufen. Vielmehr werden darunter auch Schichtungen verstanden, die bis zu maximal 30° von der Horizontebene abweichen. Die Abweichung kann dabei positiv sein, in diesem Fall weist die Schichtung eine positive Steigung, in Richtung der Erdoberfläche auf. Die Abweichung von der Horizontebene kann auch negativ sein, in diesem Fall weist die Schichtung eine negative Steigung, in Richtung des Erdmittelpunkts auf. Die Ausrichtung der Schichtung der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) kann somit um maximal +/- 30°, bevorzugt um maximal +/- 20° und besonders bevorzugt um maximal +/- 10° von der Horizontebene abweichen.
Verfahrensschritt a)
In Verfahrensschritt a) wird eine Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) niedergebracht. Das Niederbringen der Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) erfolgt durch konventionelle, dem Fachmann bekannte Methoden und ist beispielsweise in der EP 0 952 300 beschrieben. Selbstverständlich können in Verfahrensschritt a) auch zwei oder mehrere Produktionsbohrungen (1 ) niedergebracht werden, in denen dann jeweils die weiteren Verfahrensschritte b) bis e) durchgeführt werden. Unter dem Begriff „eine Produktionsbohrung (1 )" werden erfindungsgemäß somit sowohl genau eine Produktionsbohrung (1 ) als auch zwei oder mehrere eine Produktionsbohrungen (1 ) verstanden.
Bei der Produktionsbohrung (1 ) kann es sich um eine vertikale, horizontale oder um eine abgelenkte Produktionsbohrung (1 ) handeln. Bevorzugt wird die Produktionsbohrung (1 ) in Verfahrensschritt a) abgelenkt niedergebracht (gebohrt). Bevorzugt ist die Produktionsbohrung eine abgelenkte Bohrung, die einen quasivertikalen Abschnitt (12) und einen bogenförmigen Abschnitt (13) umfasst.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Produktionsbohrung (1 ) einen quasi-vertikalen Abschnitt (12) und einen bogenförmigen Abschnitt (13) umfasst.
Unter„quasi-vertikal" werden erfindungsgemäß nicht ausschließlich Abschnitte (12) der Produktionsbohrung (1 ) verstanden, die genau der Lotrichtung folgen, sondern auch Abschnitte (12) der Produktionsbohrung (1 ), die bis zu maximal 40 ° bevorzugt um bis zu maximal 25 ° und besonders bevorzugt maximal 15 ° von der Lotrichtung abweichen.
Der quasi-vertikale Abschnitt (12) der Produktionsbohrung (1 ) entspricht im Allgemeinen der Teufe der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5). Die Teufe definiert hierbei die Strecke von der Oberfläche (9) bis zur Oberseite der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5). Anders ausgedrückt die Strecke von der Oberfläche (9) bis zur Unterseite der Deckschicht (2). Der quasi-vertikale Abschnitt (12) der Produktionsbohrung (1 ) kann beispielsweise eine Länge im Bereich von 0,5 bis 5 km aufweisen. Anders ausgedrückt kann mit dem erfindungsgemäßen Verfahren Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten (5) gefördert werden, die in einer Teufe im Bereich von 0,5 bis 5 km liegen (km bedeutet Kilometer). An den quasi-vertikalen Abschnitt (12) schließt sich in einer bevorzugten Ausführungsform ein bogenförmiger Abschnitt (13) an. Unter dem Begriff „bogenförmig" wird erfindungsgemäß verstanden, dass der bogenförmige Abschnitt (13) ausgehend vom quasi-vertikalen Abschnitt (12), zunächst eine negative Steigung aufweist, die am Scheitelpunkt des Bogens in eine positive Steigung übergeht.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der bogenförmige Abschnitt (13) ausgehend vom quasi-vertikalen Abschnitt (12) zunächst eine negative Steigung aufweist, die am Scheitelpunkt des Bogens in eine positive Steigung übergeht.
Der bogenförmige Abschnitt (13) der Produktionsbohrung (1 ) weist im Allgemeinen eine Länge im Bereich von 0, 1 bis 1 km auf.
Bevorzugt durchquert (durchortert) der Teil des bogenförmigen Abschnitts (13) mit negativer Steigung die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Deckschicht (2) bis zur Sohle (3). Die Durchquerung der Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Deckschicht (2) zur Sohle (3) wird auch als„erster Durchquerung" bezeichnet.
Der Scheitelpunkt des bogenförmigen Abschnitts (13) liegt bevorzugt in der Sohle (3).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Scheitelpunkt des bogenförmigen Abschnitts (13) in der Sohle (3) angeordnet ist.
Bevorzugt durchquert (durchortert) der Teil des bogenförmigen Abschnitts (13) mit positiver Steigung die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Sohle (3) bis zur Deckschicht (2). Die Durchquerung der Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Sohle (3) zur Deckschicht (2) wird auch als„zweite Durchquerung" bezeichnet.
Ausgehend vom Bohrlochkopf (15) durchortert die Produktionsbohrung (1 ) somit die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) zweimal. Ein erstes Mal (erste Durchquerung) ausgehend von der Deckschicht (2) bis zur Sohle (3) und ein zweites Mal (zweite Durchquerung) ausgehend von der Sohle (3) zur Deckschicht (2).
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Produktionsbohrung (1 ) die Gaskondensat-Lagerstätte ein erstes Mal von der Deckschicht (2) kommend zur Sohle (3) und ein zweites Mal zumindest teilweise von der Sohle kommend in Richtung der Deckschicht (2) durchquert.
Der Teil des bogenförmigen Abschnitts (13) mit positiver Steigung muss die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) nicht vollständig durchqueren. Bevorzugt durchquert der Teil des bogenförmigen Abschnitts (13) mit positiver Steigung mindestens 50 %, bevorzugt mindestens 70 %, besonders bevorzugt mindestens 80 % und insbesondere 90% der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5). Hierdurch wird gewährleistet, dass der bogenförmige Abschnitt (13) der Produktionsbohrung (1 ) sämtliche Produktionsschichten (5a) und sämtliche Zwischenschichten (5b) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durchquert.
Bevorzugt wird die Produktionsbohrung (1 ) zur Stabilisierung durch Futterrohre verrohrt und zementiert.
Verfahrensschritte b) und c)
In Verfahrensschritt b) wird die Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines ersten Perforationsabschnitts (61 ) perforiert. In Verfahrensschritt c) wird die Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines zweiten Perforationsabschnitts (62) perforiert.
Sowohl der erste Perforationsabschnitt (61 ) als auch der zweite Perforationsabschnitt (62) sind in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet.
Die Begriffe„erster Perforationsabschnitt (61 )" und„zweiter Perforationsabschnitt (62)" werden vorliegend nur zur Unterscheidung der beiden Perforationsabschnitte eingeführt. Der erste Perforationsabschnitt (61 ) ist bevorzugt im Bereich der ersten Durchquerung der Produktionsbohrung (1 ) durch die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) angeordnet. Der zweite Perforationsabschnitt (62) ist bevorzugt im Bereich der zweiten Durchquerung der Produktionsbohrung (1 ) durch die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet.
In der bevorzugten Ausführungsform, in der die Produktionsbohrung (1 ) einen quasivertikalen Abschnitt (12) und einen bogenförmigen Abschnitt (13) umfasst, befindet sich der erste Perforationsabschnitt (61 ), bevorzugt in dem Teil des bogenförmigen Abschnitts (13) mit negativer Steigung. Der zweite Perforationsabschnitt (62) befindet sich bevorzugt in dem Teil des bogenförmigen Abschnitts (13), der eine positive Steigung aufweist.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform entspricht der erste Perforationsabschnitt (61 ) der Strecke des bogenförmigen Abschnitts (13) mit negativer Steigung, die die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Deckschicht (2) bis zur Sohle (3) durchquert. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass der gesamte Abschnitt der Produktionsbohrung (1 ), der die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) bei der ersten Durchquerung durchquert, perforiert ist.
Gleiches gilt in einer besonders bevorzugten Ausführungsform für den zweiten Perforationsabschnitt (62). In einer bevorzugten Ausführungsform entspricht der zweite Perforationsabschnitt (62) der gesamten Strecke des bogenförmigen Abschnitts (13) der Produktionsbohrung (1 ), der die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Sohle (3) kommend in Richtung der Deckschicht (2) durchquert. Anders ausgedrückt bedeutet dies, dass die Produktionsbohrung (1 ) über die gesamte Länge der zweiten Durchquerung der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) perforiert ist.
Wie vorstehend bereits ausgeführt, werden die Begriffe „erster Perforationsabschnitt (61 )" und „zweiter Perforationsabschnitt (62)" nur zur Unterscheidung der Perforationsabschnitte eingeführt. Dies bedeutet, dass die Reihenfolge der Verfahrensschritte b) und c) variiert werden kann. In einer Ausführungsform wird zunächst Verfahrensschritt b) und dann Verfahrensschritt c) durchgeführt. In einer weiteren Ausführungsform wird zunächst Verfahrensschritt c) und dann Verfahrensschritt b) durchgeführt. In einer weiteren Ausführungsform werden die Verfahrensschritte b) und c) gleichzeitig durchgeführt.
Die Länge der Perforationsabschnitte (61 ;62) wird in einer bevorzugten Ausführungsform so gewählt, dass die Perforationsabschnitte (61 ;62) jeweils die gesamte unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) durchqueren. Die Länge der Perforationsabschnitte (61 ;62) kann unabhängig voneinander beispielsweise jeweils im Bereich von 1 bis 250 m, bevorzugt im Bereich von 5 bis 200 m und besonders bevorzugt im Bereich von 10 bis 150 m liegen.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Länge der Perforationsabschnitte (61 ,62) unabhängig voneinander jeweils im Bereich von 1 bis 250 m liegt.
Der Abstand zwischen dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) und dem zweiten Perforationsabschnitt (62) kann in weiten Bereichen variieren. Im Allgemeinen liegt der Abstand zwischen dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) und dem zweiten Perforationsabschnitt (62) im Bereich von 50 bis 2000 m, bevorzugt im Bereich von 100 bis 1000 m und insbesondere bevorzugt im Bereich von 100 bis 500 m.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem der Abstand zwischen den Perforationsabschnitten (61 ;62) im Bereich von 50 bis 2000 m liegt. Zur Erzeugung der Perforationsabschnitte (61 ) und (62) werden bekannte, im Stand der Technik beschriebene Verfahren eingesetzt. Hierzu kann beispielsweise die Kugelperforation zum Einsatz kommen. Darüber hinaus kann ein kumulativer Perforator eingesetzt werden. Verfahren zur Kugelperforation sind beispielsweise in der RU 2 358 100 beschrieben.
Die Erzeugung der Perforationsabschnitte (61 ; 62) kann direkt nach Verfahrensschritt a) erfolgen. Für den Fall, dass die Produktionsbohrung (1 ) durch ein Futterrohr stabilisiert ist, wird das Futterrohr mit perforiert.
Nach Durchführung der Verfahrensschritte b) und c) können vor Verfahrensschritt d) gegebenenfalls weitere Perforationsabschnitte erzeugt werden. So können beispielsweise ein dritter Perforationsabschnitt, ein vierter Perforationsabschnitt sowie weitere Perforationsabschnitte erzeugt werden.
Verfahrensschritt d)
In Verfahrensschritt d) wird ein Produktionsrohrstrang (14) in der Produktionsbohrung (1 ) installiert. Hierdurch bildet sich ein Ringraum (1 1 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand der Produktionsbohrung (1 ) aus. Für den Fall, dass die Produktionsbohrung (1 ) durch Futterrohre stabilisiert wird, bildet sich der Ringraum (1 1 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand des/der Futterrohrs/e aus. Nachfolgend wird in Verfahrensschritt d) der Ringraum (1 1 ) im Bereich zwischen dem ersten und dem zweiten Perforationsabschnitt (61 ;62) abgedichtet. Die Abdichtung des Ringraums (1 1 ) kann durch konventionelle Methoden erfolgen. Die Abdichtung erfolgt in einer bevorzugten Ausführungsform durch die Installation mindestens eines Packers (10) in dem Ringraum (1 1 ).
Hierdurch wird die hydrodynamische Kommunikation zwischen dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) und dem zweiten Perforationsabschnitt (62) innerhalb der Produktionsbohrung (1 ) unterbrochen. Die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) weist durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) eine erste Verbindung zur Oberfläche (9) auf.
Darüber hinaus weist die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14) eine zweite Verbindung zur Oberfläche (9) auf. Nach Verfahrensschritt d) kann somit Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) gefördert werden. Nach Verfahrensschritt d) weist die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) zwei Verbindungen zur Oberfläche (9) auf. Die erste Verbindung wird hierbei durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) und den Ringraum (1 1 ) ausgebildet. Die zweite Verbindung wird durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) und den Produktionsrohrstrang (14) ausgebildet.
Die beiden Verbindungen können gegebenenfalls darüber hinaus mit konventionellen Filtern ausgestattet werden, um den Sandaustrag aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) in die Produktionsbohrung (1 ) zu vermindern.
In einer bevorzugten Ausführungsform werden am Bohrlochkopf (15) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) Ventile (151 ; 152) installiert. Mit dem Ventil (151 ) kann der Produktionsrohrstrang (14) geöffnet beziehungsweise abgesperrt werden (zweite Verbindung). Mit dem Ventil (152) kann der Ringraum (1 1 ) geöffnet beziehungsweise abgesperrt werden (erste Verbindung). Mit dem Ventil (152) lässt sich somit die erste Verbindung vom Bohrlochkopf (15) zur unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) steuern, das heißt Öffnen oder Absperren. Mit dem Ventil (151 ) lässt sich die zweite Verbindung vom Bohrlochkopf (15) zum zweiten Perforationsabschnitt (62) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) steuern, das heißt Öffnen oder Absperren.
Der Abstand des ersten Perforationsabschnitts (61 ) zum zweiten Perforationsabschnitt (62) kann in weiten Bereichen variieren. Geeignete Abstände liegen beispielsweise im Bereich von 50 bis 2000 m, bevorzugt im Bereich von 150 bis 1000 m, besonders bevorzugt im Bereich von 200 bis 800 m.
Der Abstand zwischen den beiden Perforationsabschnitten (61 ;62) wird hierbei vom ersten Schnittpunkt des bogenförmigen Abschnitts (13) von der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) zur Sohle (3) bis zum Wiedereintritt des bogenförmigen Abschnitts (13) von der Sohle (3) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) gemessen. Verfahrensschritt e)
Nach Niederbringen der Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5), Erzeugung der Perforationsabschnitte (61 ; 62) und Installieren des Produktionsrohrstrangs (14) in der Produktionsbohrung (1 ) (Verfahrensschritte a) bis d)) ist der Lagerstättendruck im Allgemeinen ausreichend, um Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung (1 ) zu fördern. Die Förderung kann hierbei entweder
ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 )
oder
eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14) erfolgen.
Unter den Begriffen Erdgas und Erdgaskondensat ist in diesem Zusammenhang selbstverständlich nicht ein reines Kohlenwasserstoffgemisch zu verstehen. Das Erdgas und/oder Erdgaskondensat kann neben Methan, Ethan, Propanen, Butanen, Hexanen und Heptanen sowie gegebenenfalls höheren Kohlenwasserstoffen selbstverständlich auch weitere Stoffe enthalten.
Weitere Stoffe können beispielsweise schwefelhaltige Kohlenwasserstoffe oder Formationswasser sein. Unter Formationswasser wird vorliegend Wasser verstanden, das in der Lagerstätte ursprünglich vorhanden ist, sowie Wasser, das durch Verfahrensschritte der sekundären und tertiären Förderung in die Lagerstätte eingebracht wurde, beispielsweise sogenanntes Flutwasser. Das Formationswasser umfasst auch Wasser, das gegebenenfalls durch das erfindungsgemäße Verfahren in die Gaskondensat-Lagerstätte (5) eingebracht wurde.
Ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten weist beispielsweise die folgende Zusammensetzung auf (Angaben in Mol.-%):
Methan 74,6 %
Ethan 8,9 %
Propan 3,8 %
Butan 1 ,8 %
Pentan 6,4 %
Stickstoff 4,5 %
Ursprüngliche Dichte 0,745 g/cm3
Unter Erdgas werden vorliegend gasförmige Gasgemische verstanden, die aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) gefördert werden. Unter Erdgaskondensat werden flüssige Gemische verstanden, die aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) gefördert werden. Der Aggregatzustand der aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) geförderten Gasgemische hängt von der Temperatur und dem Druck in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) beziehungsweise in der Produktionsbohrung (1 ) ab.
Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren ist es möglich, ausschließlich Erdgas durch die Produktionsbohrung (1 ) zu fördern. Darüber hinaus ist es möglich, ausschließlich Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung zu fördern. Es ist auch möglich, eine Mischung aus Erdgas und Erdgaskondensat durch die Produktionsbohrung (1 ) zu fördern. Der Aggregatzustand der im Erdgas beziehungsweise im Erdgaskondensat gegebenenfalls vorhandenen weiteren Stoffe hängt ebenfalls vom Druck und der Temperatur in der unteririschen Gaskondensat-Lagerstätte (5) beziehungsweise in der Produktionsbohrung (1 ) ab. Die weiteren Stoffe können ebenfalls in flüssiger Form beziehungsweise in gasförmiger Form in der durch die Produktionsbohrung (1 ) geförderten Mischung enthalten sein.
Die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) kann vor Verfahrensschritt e) zunächst auch durch beide Verbindungen, d.h. durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) und durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14), erfolgen.
Bevorzugt erfolgt die Förderung jedoch entweder
ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 )
oder
eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14). Die Verfahrensschritte ei) und eii) werden bevorzugt abwechselnd durchgeführt.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem die Verfahrensschritte ei) und eii) abwechselnd durchgeführt werden.
Erfindungsgemäß ist es unerheblich ob die Förderung mit Verfahrensschritt ei) oder mit Verfahrensschritt eii) beginnt. Zwischen dem Wechsel von Verfahrensschritt ei) auf Verfahrensschritt eii) beziehungsweise dem Wechsel von Verfahrensschritt eii) auf Verfahrensschritt ei) können für einen gewissen Zeitraum die Verfahrensschritte ei) und eii) auch gleichzeitig durchgeführt werden. Der Zeitraum der gleichzeitigen Durchführung der Verfahrensschritte ei) und eii) beträgt im Allgemeinen maximal einen Monat, bevorzugt maximal 1 Woche und besonders bevorzugt maximal einen Tag.
Die Förderung kann somit mit Verfahrensschritt ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) beginnen und danach mit Verfahrensschritt eii) über den zweiten Perforationsabschnitt (62) durch den Produktionsrohrstrang (14) fortgesetzt werden. An den Verfahrensschritt eii) schließt sich nachfolgend erneut die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) an usw.
Wie vorstehend ausgeführt kann die Förderung auch mit Verfahrensschritt eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14) beginnen und danach mit Verfahrensschritt ei) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) durch den Ringraum (1 1 ) fortgesetzt werden. An den Verfahrensschritt ei) schließt sich nachfolgend erneut die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) an usw. Die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts ei) und die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts eii) wird auch als Zyklus bezeichnet. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem Verfahrensschritt e) zyklisch durchgeführt wird, wobei ein Zyklus die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts ei) und die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts eii) umfasst. Erfindungsgemäß ist es unerheblich ob ein Zyklus mit Verfahrensschritt ei) oder mit Verfahrensschritt eii) beginnt. In einer Ausführungsform umfass ein Zyklus den Verfahrensschritt ei) gefolgt von Verfahrensschritt eii). In einer weiteren Ausführungsform umfasst ein Zyklus den Verfahrensschritt eii) gefolgt von Verfahrensschritt ei).
Nachfolgend werden bevorzugte Ausführungsformen anhand eines Zyklus beschrieben, der den Verfahrensschritt ei) gefolgt von Verfahrensschritt eii) umfasst. Diese Ausführungsformen gelten für die Ausführungsform, in der ein Zyklus den Verfahrensschritt eii) gefolgt von Verfahrensschritt ei) umfasst entsprechend.
Die Anzahl (n) der Zyklen kann im Bereich von 3 bis 100, bevorzugt im Bereich von 5 bis 50 und besonders bevorzugt im Bereich von 5 bis 40 liegen.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist auch ein Verfahren, bei dem die Anzahl (n) der Zyklen in Verfahrensschritt e) im Bereich von 3 bis 100 liegt.
Für den Fall dass n 2 ist, umfasst Verfahrensschritt e) somit die Verfahrensschritte: e ), eiii ), ei2) und eii2). Zyklus 1 umfasst die Verfahrensschritte e ) und eiii). Zyklus 2 umfasst die Verfahrensschritte ei2) und eii2).
Für den Fall, dass n 100 ist umfasst Verfahrensschritt e) somit die Verfahrensschritte: eh), eih) bis ei10o) und eii 0o)-
Für den Fall, dass die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) begonnen wird, wird Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch konventionelle Methoden aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) durch den Ringraum (1 1 ) gefördert. Durch die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) nimmt der Druck in der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) ab, wobei die Temperatur der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) weitestgehend unverändert bleibt. Somit führt die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) zu einer isothermen Druckerniedrigung. Unter isotherm wird vorliegend verstanden, dass die Temperatur der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens weitestgehend konstant bleibt, das heißt, dass sich die Temperatur der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) um maximal +/- 20 °C, bevorzugt um +1- 10 °C, und besonders bevorzugt um +/- 5 °C bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens im Vergleich zur anfänglichen Lagerstättentemperatur (TL) vor Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens ändert.
Die Druckerniedrigung (Druckabnahme) ist in der Nähe des ersten Perforationsabschnitts (61 ), über den Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch den Ringraum (1 1 ) gefördert wird, am stärksten ausgeprägt und nimmt mit zunehmendem Abstand von dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) der Produktionsbohrung (1 ) ab.
Figur 2 zeigt exemplarisch den Druckverlauf in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) in Abhängigkeit vom Abstand zur Produktionsbohrung (1 ), in dem Bereich, in dem der erste Perforationsabschnitt (61 ) angeordnet ist. Der Abstand zur Produktionsbohrung (1 ) ist auf der horizontalen Achse in Metern (m) aufgetragen. Der Lagerstättend ruck (P) ist auf der gestrichelten vertikalen Achse aufgetragen. In einem bestimmten Abstand von der Produktionsbohrung (1 ) (in dem Bereich, in dem der erste Perforationsabschnitt (61 ) angeordnet ist) erreicht der Lagerstättendruck (P) einen Wert, an dem die Teilkondensation des retrograden Gasgemischs beginnt. Dieser Abstand ist durch die vertikale gepunktete Linie in Figur 2 dargestellt. An Punkt (B) auf der gestrichelten Lagerstättendruckkurve (P) beginnt die Ausbildung eines zweiphasigen Gemischs, das Erdgas und Erdgaskondensat enthält. Punkt (B) auf der gestrichelten Lagerstättendruckkurve (P) entspricht Punkt (B) in Figur 1 . Links von der gepunkteten Linie liegt das Gasgemisch zweiphasig vor (Bereich (l+v)). Rechts von der gepunkteten Linie liegt das Gasgemisch einphasig vor (Bereich (av)).
Mit Einsetzen der Teilkondensation steigt der Anteil an flüssigem Erdgaskondensat. Der Anteil an flüssigem Erdgaskondensat ist auf der vertikalen Achse (KG) aufgetragen und wird durch die durchgezogene Kurve (KG) in Figur 2 dargestellt. Ab einer gewissen Konzentration von flüssigem Erdgaskondensat wird die Nahzone der Produktionsbohrung (1 ) im Bereich des ersten Perforationsabschnitts (61 ) blockiert, wodurch die Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) abnimmt oder vollständig zum Erliegen kommen. Dieser kritische Bereich ist durch den grau unterlegten Bereich (KB) in Figur 2 dargestellt. Die kritische Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im Gasgemisch ist durch den Punkt (KS) auf der Kurve (KG) in Figur 2 dargestellt. Figur 2 erläutert lediglich exemplarisch die Verhältnisse in einer unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5), die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten aufweist, ohne die vorliegende Erfindung hierauf zu beschränken.
Verfahrensschritt ei) wird im Allgemeinen so lange durchgeführt, bis eine Reduktion der Förderrate aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) durch den Ringraum (1 1 ) registriert wird.
Verfahrensschritt ei) wird im Allgemeinen solange durchgeführt, bis eine Abnahme der Förderrate an Erdgas und/oder Erdgaskondensat von mindestens 5 %, bevorzugt mindestens 10 % und insbesondere bevorzugt mindestens 20 % registriert wird, jeweils bezogen auf die Förderrate an Erdgas und/oder Erdgaskondensat zu Beginn von Verfahrensschritt ei).
Verfahrensschritt ei) wird im Allgemeinen für eine Zeit (Tei) im Bereich von einer Woche bis sechs Monaten durchgeführt. Die Zeitdauer (Tei) ist vom anfänglichen Lagerstättend ruck (PL) abhängig. Die Zeitdauer, für die Verfahrensschritt ei) durchgeführt wird, kann daher auch kürzer oder länger sein.
Nach der Registrierung der vorstehend beschriebene Abnahme der Fördermengen von Erdgas und/oder Erdgaskondensat in Verfahrensschritt ei) wird die Förderung von Erdgas gemäß Verfahrensschritt eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14) fortgesetzt. Für einen gewissen Zeitraum kann hierbei auch eine gleichzeitige Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) und eii) erfolgen. Dieser Zeitraum wird jedoch im Allgemeinen im Bereich von weniger als einem Monat, bevorzugt weniger als einer Woche und insbesondere bevorzugt weniger als einem Tag, liegen.
In einer besonders bevorzugten Ausführungsform wird die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) eingestellt, bevor die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) aufgenommen wird. Nachfolgend wird die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß Verfahrensschritt eii) fortgesetzt. Für die Durchführung des Verfahrensschritts eii) gelten die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen im Hinblick auf verfahrensschritt ei) entsprechend. Zum Wechsel von Verfahrensschritt ei) auf Verfahrensschritt eii) sind in einer bevorzugten Ausführungsform am Bohrlochkopf (15) zwei Ventile (151 und 152) angeordnet. Durch das Ventil (152) wird der Ringraum (1 1 ) der den Bohrlochkopf (15) mit dem ersten Perforationsschritt (61 ) verbindet, abgesperrt. Das Ventil (151 ) wird geöffnet, wodurch die Verbindung des zweiten Perforationsabschnitts (61 ) über den Produktionsrohrstrang (14) zum Bohrlochkopf (15) geöffnet wird. Durch das Einstellen der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß Verfahrensschritt ei) wird das flüssige Erdgaskondensat, das den kritischen Bereich (KB) ausbildet, in den gasförmigen Aggregatzustand überführt. Dies bedeutet, dass sich das flüssige Erdgaskondensat in gasförmiges Erdgas umwandelt. Dies ist auf einen Druckausgleich innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) zurückzuführen. Der Druck, des in Figur 2 dargestellten Druckgradienten (Verlauf der Kurve P) wird durch das Einstellen der Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) ausgeglichen. Der kritische Bereich (4; KB) hat im Allgemeinen eine radiale Ausdehnung gemessen vom ersten bzw. zweiten Perforationsabschnitt im Bereich von 1 bis 50 m, bevorzugt im Bereich von 3 bis 40 m und besonders bevorzugt im Bereich von 4 bis 30 m.
Dies liegt darin begründet, dass Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus anderen Bereichen der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) in den kritischen Bereich (KB) nachströmt. Hierdurch wird ein Druckausgleich innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) erreicht.
Die Zeitdauer, die für diesen Druckausgleich notwendig ist, kann ebenfalls in weiten Bereichen variieren. Sie liegt üblicherweise im Bereich von einer Woche bis 10 Monaten. Anlass für den Wechsel von Verfahrensschritt ei) auf Verfahrensschritt eii) und umgekehrt ist im Allgemeinen jedoch nicht der Druckausgleich im Bereich des nicht genutzten Perforationsschrittes (61 ; 62), sondern die Reduktion der Förderrate durch den benutzten Perforationsabschnitt (61 ; 62).
Verfahrensschritt eii) wird im Allgemeinen solange durchgeführt, bis die Förderrate von Erdgas und/oder Erdgaskondensat abnimmt. Für die Abnahme der Förderrate sowie die Zeitdauer zur Durchführung des Verfahrensschritts eii) gelten die vorstehenden Ausführungen und Bevorzugungen in Hinblick auf Verfahrensschritt ei) entsprechend.
Während der Durchführung des Verfahrensschritts ei) findet somit eine Abnahme der Förderrate durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14) statt. Gleichzeitig wird das flüssige Erdgaskondensat, das für die Abnahme der Förderrate gemäß Verfahrensschritt ei) verantwortlich war, durch den vorstehend beschriebenen Druckausgleich aufgelöst.
Nach der Registrierung einer Abnahme der Förderrate gemäß Verfahrensschritt eii) wird somit die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß Verfahrensschritt ei) fortgesetzt.
Die Verfahrensschritte ei) und eii) können beliebig oft wiederholt werden. Die Anzahl der Zyklen kann wie vorstehend beschrieben, beispielsweise 1 bis 500 betragen. Der limitierende Faktor für die Anzahl der Zyklen ist der anfängliche Lagerstättendruck (PL) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) sowie die Dauer der einzelnen Zyklen. Je höher der anfängliche Lagerstättendruck (PL) ist, desto mehr Zyklen können im Allgemeinen durchgeführt werden. Dies ist darin begründet, dass mit der Durchführung jedes Zyklus der Gesamtlagerstättendruck der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) abnimmt.
Durch den Abstand zwischen den Perforationsabschnitten (61 ;62) wird die Wechselwirkung zwischen diesen beiden Bereichen der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) minimiert. Verfahrensschritt ei) wird im Allgemeinen nur solange durchgeführt, dass sich die Druckabnahme innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) nicht bis zum zweiten Perforationsabschnitt (62) ausbreitet, d.h. dort eine Druckabnahme registriert werden kann. Um festzustellen, ob im Bereich des ersten Perforationsabschnitts (61 ) beziehungsweise im Bereich des zweiten Perforationsabschnitts (62) ein ausreichender Druckausgleich (Druckerhöhung) stattgefunden hat, können die Ventile (151 ) beziehungsweise (152) geöffnet werden und der Druck im Ringraum (1 1 ) beziehungsweise im Produktionsrohrstrang (14) gemessen werden.
Für den Fall, dass ein ausreichender Druckausgleich beziehungsweise Druckerhöhung registriert wird, kann ein Wechsel zwischen den Verfahrensschritten ei) und eii) vorgenommen werden. Nachfolgend wird Verfahrensschritt e) des erfindungsgemäßen Verfahrens exemplarisch näher erläutert, wobei drei Zyklen durchgeführt werden und die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß Verfahrensschritt ei) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) begonnen wird. Zyklus 1 e ) - Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den ersten Perforationsabschnitts (61 ) über den Ringraum (1 1 ),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes Tei1 zwischen Beginn der Förderung und Einstellung der Förderung - Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes Teii1 zwischen Beginn der Förderung und Einstellen der Förderung
Zyklus 2
- Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den ersten Perforationsabschnitts (61 ) über den Ringraum (1 1 ),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes Tei2 zwischen Beginn der Förderung und Einstellung der Förderung eii2) - Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes ΤθΝ2 zwischen Beginn der Förderung und Einstellen der Förderung Zyklus 3 ei3) - Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den ersten Perforationsabschnitts (61 ) über den Ringraum (1 1 ),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes Τβ,3 zwischen Beginn der Förderung und Einstellung der Förderung - Beginn der Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14),
- Einstellen der Förderung nach Registrierung einer Abnahme der Förderrate,
- Feststellung des Zeitraumes ΤθΝ3 zwischen Beginn der Förderung und Einstellen der Förderung
Selbstverständlich können sich an den Zyklus 3 weitere Zyklen anschließen. Im Allgemeinen sind die Zeiträume Tei1 und Teii1 annähernd gleich. Gleiches gilt für die Zeiträume Tea und Teü2 sowie für die Zeiträume Te,3 und Teü3. Für die Zeiträume während denen gemäß den Verfahrensschritten ei) und eii) Erdgas und/oder Erdgaskondensat gefördert wird gilt somit annähernd die folgende Bedingung:
Teil — Tejj-| , Tej2— Tejj2, blS, Tejn— Tejjn, wobei n die Anzahl der Zyklen angibt.
Die Zeitdauer, für die Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß den Verfahrensschritten ei) und eii) gefördert werden kann nimmt im Allgemeinen mit zunehmender Anzahl der Zyklen ab. Dies liegt darin begründet, dass der Lagerstättend ruck nach Durchführung eines Zyklus im Allgemeinen niedriger ist als der Lagerstättend ruck vor Durchführung dieses Zyklus. Im Allgemeinen ist daher der Zeitraum Tei1 länger als der Zeitraum Tei2 und der Zeitraum Teii1 ist im Allgemeinen länger als der Zeitraum Teii2. Im Allgemeinen gilt somit für die Zeiträume der einzelnen Zyklen die folgende Bedingung:
Teil > Tei2; Tei2 > Tei3; bis; Tein-i > Tein und
Teüi > Teü2; Teü2 >
Figure imgf000026_0001
wobei n die Anzahl der Zyklen angibt.
Anhand der vorstehend genannten Beziehungen können ein Förderungsplan sowie die notwendigen Förderungszeiten abgeleitet werden. Für den Zyklus 1 können beispielsweise
Teil = Teiii = acht Monate gewählt werden. Für den Zyklus 2 können nachfolgend beispielsweise
Tei2 = Teii2 = sieben Monate gewählt werden und so weiter.
In Abhängigkeit des anfänglichen Lagerstättendrucks (PL) der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) ist nach der Durchführung einer bestimmten Anzahl von Zyklen im Allgemeinen der verbleibende Lagerstättend ruck nicht mehr ausreichend um Verfahrensschritt e) weiter abwechselnd und zyklisch durchzuführen. Dieser Zustand wird auch als Finalphase der Entwicklung der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) bezeichnet. Nach Erreichen dieses Zustandes kann der Lagerstättend ruck durch konventionelle Maßnahmen wieder erhöht werden. Hierzu können beispielsweise Flutmittel (FM) in die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) injiziert werden, um den Lagerstättend ruck wieder zu erhöhen. Geeignete Flutmittel können gasförmig oder flüssig sein. Geeignete gasförmige Flutmittel (FM) sind beispielsweise ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Stickstoff, Kohlendioxid und Erdgas. Geeignete flüssige Flutmittel (FM) sind beispielsweise Wasser, dem gegebenenfalls übliche Additive wie beispielsweise Verdicker zugesetzt werden können. Darüber hinaus können auch bekannte Verfahren zur thermischen Behandlung eingesetzt werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch ein Verfahren, bei dem nach Abschluss der zyklischen Durchführung von Verfahrensschritt e) entweder durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) oder durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) ein Flutmittel (FM) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) injiziert wird.
Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Beispiel und die Figuren 1 bis 8 näher erläutert, ohne sie hierauf zu beschränken. In den Figuren haben die Bezugszeichen die folgenden Bedeutungen: al einphasiger flüssiger Bereich
bpc Blasenbildungspunktkurve
l+v zweiphasiger Bereich
dpc Taupunktkurve
CP kritischer Punkt
av einphasiger gasförmiger Bereich
A, B ,C ,D und E Punkte bei der isothermen Druckerniedrigung des retrograden
Gasgemisches
KG Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im Gasgemisch
KB kritischer Bereich
KS kritische Konzentration des flüssigen Erdgaskondensats im
Gasgemisch
P Druck
T Temperatur 1 Produktionsbohrung
2 Deckschicht der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten 5
3 Sohle der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätten 5
4 kritischer Bereich (KB), der mit flüssigem Erdgaskondensat 5 blockiert ist
5 unterirdische Gaskondensat-Lagerstätten
5a Produktionsschicht
5b Zwischenschicht
61 erster Perforationsabschnitt
10 62 zweiter Perforationsabschnitt
7 Fließrichtung des Erdgases beziehungsweise Erdgaskondensats
8 Lagerstättendruckkurve
81 Lagerstättendrucktrichter
9 Oberfläche
15 10 Packer
1 1 Ringraum
12 quasivertikaler Abschnitt der Produktionsbohrung 1
13 bogenförmiger Abschnitt der Produktionsbohrung 1
14 Produktionsrohrstrang
20 15 Bohrlochkopf
151 Ventil zum Absperren des Produktionsrohrstrangs 14
152 Ventil zum Absperren des Ringraums 1 1
Die Figuren zeigen im Einzelnen:
25
Figur 1
Das Phasenverhalten von Gasgemischen mit retrogradem Kondensationsverhalten. Figur 2
30 Den Druckverlauf und die Konzentration an flüssigem Erdgaskondensat in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte in Abhängigkeit vom Abstand zur Produktionsbohrung (1 ).
Die Figuren 1 und 2 sind bereits in der Beschreibung der vorliegenden Erfindung 35 beschrieben.
Figur 3
Figur 3 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform der vorliegenden Erfindung. Figur 3 40 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5).
Die Produktionsbohrung (1 ) weist einen quasivertikalen Abschnitt (12) auf, an dem sich der bogenförmige Abschnitt (13) anschließt. Die Produktionsbohrung (1 ) durchquert die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) von der Deckschicht (2) kommend bis zur Sohle (3). Ausgehend vom Scheitelpunkt des bogenförmigen Abschnitts (13) durchquert die Produktionsbohrung (1 ) die unterirdische Gaskondensat Lagerstätte (5) ein zweites Mal von der Sohle (3) kommend zur Deckschicht (2). Der erste Perforationsabschnitt (61 ) und der zweite Perforationsabschnitt (62) sind dabei innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) angeordnet.
Figur 4 Figur 4 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens. Figur 4 zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5). Figur 4 zeigt den Zustand, nachdem Verfahrensschritt ei) für eine gewisse Zeitdauer durchgeführt wurde. Durch die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ; nicht eingezeichnet) hat sich der kritische Bereich (4) ausgebildet. Die Fließrichtung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet. Der Druckverlauf innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) ist durch die Kurve mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet. Anhand des Druckverlaufs wird deutlich, dass die Druckabnahme im Bereich des ersten Perforationsabschnitts (61 ) besonders stark ist. Mit zunehmendem Abstand von dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) beziehungsweise dem kritischen Bereich (4) steigt der Druck innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) an und erreicht im Bereich des zweiten Perforationsabschnitts (62) ein gleichbleibendes Plateau.
Figur 5
Figur 5 zeigt eine bevorzugte Ausführungsform der vorliegenden Erfindung, bei der die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) eingestellt wurde und die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) fortgesetzt wird. Die Fließrichtung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet. Die Förderung erfolgt über den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14; nicht eingezeichnet). Figur 6
Figur 6 zeigt den Zustand gegen Ende des Verfahrensschritts eii). Durch die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) über den zweiten Perforationsabschnitt (62) hat sich im Bereich des zweiten Perforationsabschnitts (62) ein kritischer Bereich (4) ausgebildet. Die Druckkurve innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte trägt das Bezugszeichen 8. Hierdurch wird deutlich, dass sich im Bereich des ersten Perforationsabschnitt (61 ) der Druck wieder erhöht hat, wohin gegen der Druck im Bereich des zweiten Perforationsabschnitts (62) soweit abgesunken ist, dass sich der kritische Bereich (4) ausgebildet hat. Mit Abschluss des Verfahrensschritts eii) ist der erste Zyklus abgeschlossen. Das Verfahren kann nachfolgend mit Verfahrensschritt ei) fortgeführt werden.
Figur 7A
Figur 7A zeigt einen vertikalen Schnitt durch die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5) mit einer höheren Detaildichte. Figur 7A zeigt eine Ausschnittvergrößerung im Bereich des bogenförmigen Abschnitts (13) der Produktionsbohrung (1 ). Figur 7A entspricht dem in Figur 4 dargestellten Zustand gegen Ende der Durchführung von Verfahrensschritt ei).
Die Fließrichtung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat ist durch die Pfeile mit dem Bezugszeichen 7 gekennzeichnet. Das Erdgas und/oder Erdgaskondensat wird durch den Ringraum (1 1 ) gefördert. Der Ringraum (1 1 ) ist im Bereich zwischen dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) und dem zweiten Perforationsabschnitt (62) durch zwei Packer (10) abgedichtet. Figur 7B
Figur 7B zeigt den Zustand wie er in Figur 5 dargestellt ist. Die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) wurde eingestellt. Dafür wurde die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) fortgesetzt. Das Erdgas und/oder Erdgaskondensat wird durch den zweiten Perforationsabschnitt über den Produktionsförderstrang (14) gefördert. Der Druckverlauf innerhalb der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) ist durch die Kurve mit dem Bezugszeichen 8 gekennzeichnet.
Figur 8
Figur 8 zeigt einen detaillierten Querschnitt durch die unterirdische Gaskondensat- Lagerstätte (5). In Figur 8 wird Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) durch den Produktionsrohrstrang (14) gefördert. Figur 8 zeigt eine detaillierte Darstellung der Installation des Bohrlochkopfs (15). Der Bohrlochkopf (15) weist zwei Ventile (151 ; 152) auf. Das Ventil (151 ) steuert die Öffnung beziehungsweise Absperrung des Produktionsrohrstrangs (14). Das Ventil (152) steuert die Öffnung beziehungsweise Absperrung des Ringraums (1 1 ). Durch Öffnen des Ventils (151 ) kann Erdgas und Erdgaskondensat durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) gefördert werden. Durch das Öffnen des Ventils (152) kann Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch den Ringraum (1 1 ) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) gefördert werden. Die vorliegende Erfindung wird durch das nachfolgende Ausführungsbeispiel näher erläutert, ohne sie jedoch hierauf zu beschränken.
Ausführunqsbeispiel 1
Zur Entwicklung einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5), die in einer Tiefe im Bereich von 3400 bis 3700 m lagert, wird eine abgelenkte Produktionsbohrung (1 ) niedergebracht. Das Niederbringen der Bohrung sowie das Ausbilden der Perforationsabschnitte (61 ;62) sowie die Installation eines Produktionsstrangs (14) und der Packer (10) erfolgt dabei wie in Figur 3 dargestellt. Die Produktionsbohrung (1 ) wird mit Futterrohren verrohrt und zementiert. Der bogenförmige Abschnitt (13) durchquert die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) zwei Mal. Die Perforationsabschnitte (61 ;62) sind jeweils in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) angeordnet. Der Abstand zwischen den beiden Perforationsabschnitten (61 ;62) beträgt 200 m.
Die Mächtigkeit der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) liegt im Bereich von 50 bis 80 m. Die Lagerstättentemperatur (TL) beträgt 105 °C. Der anfängliche Lagerstättend ruck (PL) beträgt ca. 658,6 bar. Die Permeabilität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) liegt im Bereich zwischen 0,5*10"3 und 5,0*10"3 μΓη2.ϋίβ Porosität der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) liegt im Bereich von 0,2 bis 0,25 %. Die Komplettierung der Produktionsbohrung (1 ) erfolgt wie in Figur 8 dargestellt. Die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat wird gemäß Verfahrensschritt ei) über den ersten Perforationsabschnitt (61 ) begonnen. Hierzu wird das Ventil (152) geöffnet und das Ventil (151 ) geschlossen.
Nach sechs Monaten wird eine Reduktion der Förderrate im Bereich von 5 bis 10 % registriert, bezogen auf die Förderrate zu Beginn der Durchführung des Verfahrensschritts ei). Dies ist auf die Bildung des kritischen Bereichs (4) zurückzuführen. Der Radius, ausgehend vom ersten Perforationsabschnitt (61 ) der Produktionsbohrung (1 ), hat eine Ausdehnung im Bereich von 5 bis 10 m.
Aus diesem Grund wird die Förderung gemäß Verfahrensschritt ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) eingestellt. Hierzu wird das Ventil (152) geschlossen. Gleichzeitig wird die Verbindung zum zweiten Perforationsabschnitt (62) durch Öffnen des Ventils (151 ) hergestellt. Nachfolgend wird die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat gemäß Verfahrensschritt eii) fortgesetzt. Während der Förderung über den zweiten Perforationsabschnitt (62) erholt sich der Lagerstättendruck in der Umgebung des ersten Perforationsabschnitts (61 ). Hierdurch wird der kritische Bereich (4), der mit flüssigem Erdgaskondensat blockiert ist, reduziert und geht teilweise oder vollständig in die Gasphase über. Hierdurch wird die Blockierung durch den kritischen Bereich (4) aufgehoben. Nach Auflösung der Blockierung wird das Ventil (151 ) geschlossen und die Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat durch den ersten Perforationsabschnitts (61 ) fortgesetzt. Die Auflösung des kritischen Bereichs (4) im Bereich des ersten Perforationsabschnitts (61 ) benötigt einen Zeitraum von ein bis zwei Monaten. Es ist jedoch vorteilhaft, die Förderung gemäß Verfahrensschritt eii) für sechs Monate über den zweiten Perforationsabschnitt (62) durchzuführen. Nachfolgend wird der vorstehend beschriebene erste Förderzyklus wiederholt.
Durch das erfindungsgemäße Verfahren wird eine höhere Förderrate an Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) ermöglicht. Darüber hinaus kann kontinuierlich Erdgas und/oder Erdgaskondensat gefördert werden, ohne dass es zu längeren Produktionsunterbrechungen kommt.

Claims

Patentansprüche 1. Verfahren zur Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5), die ein Gasgemisch mit retrogradem Kondensationsverhalten enthält, umfassend mindestens die Verfahrensschritte
Niederbringen einer Produktionsbohrung (1 ) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) ,
Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines ersten Perforationsabschnitts (61 ), der in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) angeordnet ist,
Perforieren der Produktionsbohrung (1 ) unter Ausbildung eines zweiten Perforationsabschnitts (62), der in der unterirdischen Gaskondensat- Lagerstätte (5) angeordnet ist,
Installieren eines Produktionsrohrstrangs (14) in der Produktionsbohrung (1 ) und Abdichten des Ringraums (1 1 ) zwischen der Außenwand des Produktionsrohrstrangs (14) und der Innenwand der Produktionsbohrung (1 ) im Bereich zwischen dem ersten und dem zweiten Perforationsabschnitt (61 ,62),
Förderung von Erdgas und/oder Erdgaskondensat aus der unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte (5) entweder ei) durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) über den Ringraum (1 1 ) oder
eii) durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) über den Produktionsrohrstrang (14), wobei die Verfahrensschritte ei) und eii) abwechselnd durchgeführt werden.
2. Verfahren gemäß Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass der Abstand zwischen dem ersten Perforationsabschnitt (61 ) und dem zweiten Perforationsabschnitt (62) im Bereich von 50 bis 2000 m liegt. Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass Verfahrensschritt e) zyklisch durchgeführt wird, wobei ein Zyklus die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts ei) und die einmalige Durchführung des Verfahrensschritts eii) umfasst.
Verfahren gemäß Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Anzahl (n) der Zyklen im Bereich von 3 bis 100 liegt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) an ihrer Oberseite durch eine Deckschicht (2) und an ihrer Unterseite durch eine Sohle (3) begrenzt ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Produktionsbohrung (1 ) die Gaskondensat-Lagerstätte ein erstes Mal von der Deckschicht (2) kommend zur Sohle (3) und ein zweites Mal zumindest teilweise von der Sohle kommend in Richtung der Deckschicht (2) durchquert.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die Produktionsbohrung (1 ) einen quasi-vertikalen Abschnitt (12) und einen bogenförmigen Abschnitt (13) umfasst.
Verfahren gemäß Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass der bogenförmige Abschnitt (13) ausgehend vom quasi-vertikalen Abschnitt (12) zunächst eine negative Steigung aufweist, die am Scheitelpunkt des Bogens in eine positive Steigung übergeht.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass der Scheitelpunkt des bogenförmigen Abschnitts (13) in der Sohle (3) angeordnet ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) eine Mächtigkeit im Bereich von 5 bis 200 m aufweist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Länge der Perforationsabschnitte (61 ,62) unabhängig voneinander jeweils im Bereich von 1 bis 250 m liegt.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte eine Lagerstättentemperatur (TL) im Bereich von größer 65 bis 200 °C aufweist. Verfahren gemäß einem der Ansprüche 3 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass nach Abschluss der zyklischen Durchführung von Verfahrensschritt e) entweder durch den ersten Perforationsabschnitt (61 ) oder durch den zweiten Perforationsabschnitt (62) ein Flutmittel (FM) in die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte (5) injiziert wird.
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