РУБРИКИ

Разработка месторождений газоконденсатного типа

 РЕКОМЕНДУЕМ

Главная

Валютные отношения

Ветеринария

Военная кафедра

География

Геодезия

Геология

Астрономия и космонавтика

Банковское биржевое дело

Безопасность жизнедеятельности

Биология и естествознание

Бухгалтерский учет и аудит

Военное дело и гражд. оборона

Кибернетика

Коммуникации и связь

Косметология

Криминалистика

Макроэкономика экономическая

Маркетинг

Международные экономические и

Менеджмент

Микроэкономика экономика

ПОДПИСАТЬСЯ

Рассылка

ПОИСК

Разработка месторождений газоконденсатного типа

Разработка месторождений газоконденсатного типа

Месторождения газоконденсатного типа.

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются

для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов —

газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства.

Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы

разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы

добычи и газа, и — особенно — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные залежи в их начальном — на момент открытия — состоянии

характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающими обычно

нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с относительно низкими

(8—10) и очень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями.

Основные запасы углеводородов в залежах газоконденсатного типа приурочены к

объектам с начальными пластовыми давлениями 30 — 60 МПа. В отечественной

газопромысловой практике разработка газоконденсатных месторождений

осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только

естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей

реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных

текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки

газоконденсатного месторождения, как и при разработке чисто газового,

происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения

и пробной эксплуатации; нарастающей, максимальной, падающей добычи;

завершающий период. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном

случае приходится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой

состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой

углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные

углеводородные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже

давления начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу, которая остается

неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу

низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), намного меньшей

порога гидродинамической подвижности (40 — 60 %).

Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истощения

сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщенном поровом

пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной

конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15 —20 МПа)

состав отбираемой из пласта продукции скважин изменяется практически таким

же образом, как при контактной конденсации смеси. Процесс контактной

конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что

снижение давления в системе проводится путем изотермического увеличения

объема системы. Этот процесс исследуют либо расчетным путем, используя

данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных

углеводородных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными

поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в

газопромысловой практике не встречается, но иногда используется при

исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высокой

степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых

давлений.

Г.С. Степанова и В.Н. Шустеф подробно изучали особенности процесса

дифференциальной конденсации вуктыльской пластовой смеси, выполняя

одновременно для сравнения расчеты по контактной конденсации [47]. По

данным этих исследователей, граничное давление, ниже которого расчетные

составы газовой фазы для дифференциального и для контактного процессов

несколько различаются, равно приблизительно 20 Мпа.

В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмотреть

эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного

месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми)

началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европейской части

России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных

отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального

простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500м (по подошве

ангидритовой пачки кунгурского яруса). Складка располагается в осевой части

Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская

нефтегазоносная провинция). Западное крыло складки крутое (до 70 —90°),

свод узкий гребневидный; в при-осевой части складки это крыло нарушено

надвигом, падающим на восток под углом 65 — 70°. Амплитуда вертикального

смещения около 600м. Восточное крыло складки относительно пологое (20 —

25°).

В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские,

каменноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертичными.

Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь приурочена к

органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторичным доломитам

визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет

около 800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитов

верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса,

являющейся хорошей покрышкой. Открытая пористость коллекторов изменяется от

5 — 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от 10-15— 10-16 до (4 — 8)10-12

м3 . Залежь массивная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина

залегания кровли резервуара 2100—3300м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим начальным

усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8;

бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную

плотность около 0,745 г/см3, содержание в нем метановых углеводородов

составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; нафтеновых 17,1. В

конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть

нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см3),

высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.

Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5

млрд. м3, конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристика пластовой

системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давление 36,3

МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой

углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3.

Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968г. Генеральный план

расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с

принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Бурение

эксплуатационных скважин было начато в 1968г. Залежь разбуривалась без

отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточнений,

связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек взамен

ликвидированных скважин.

Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин

использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть — в

контрольно-наблюдательные и одну — в пьезометрические.

Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же

время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в котором

сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный купол введен в

разработку в 1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально

возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало

одновременно по лифтовым трубам и затрубному пространству и при максимально

допустимых депрессиях, составляющих от 6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот

период был очень большой — от 200 до 2000 тыс. м3/сут. По 15 скважинам

среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3/сут, по 40 скважинам от 500 до

1000 тыс. м3/сут.

Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторождения, для

наблюдения за поведением пластового давления по залежи результаты всех

замеров приводили к средневзвешенной по запасам плоскости с отметкой минус

3025 м. Распределение давления по скважинам до начала разработки

месторождения определялось положением скважин на структуре и отметкой

вскрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на

средневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.

Эксплуатационное бурение позволило к началу 80-х годов довести фонд

действующих скважин до полутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение

отставало от проектных объемов отбора газа, скважины работали с

относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на месторождении

были достигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С

1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ

|Показатель |Год разработки |

| |1968 |1970 |1975 |1980 |1985 |1990 |1995 |

|Извлечение газа,|0.06 |[pic]|[pic]|[pic]|[pic] |[pic] |2.815 |

| |0,5 | | | | | |2,249 |

|млрд. м3 | | | | | | | |

|Извлечение |0.02 |[pic]|[pic]|1.705|0.719 |U32Q3 |0.2155|

|конден- |0,18 | | | |0,460 |0,200 | |

|сата, млн. т | | | |1,900| | |0,0789|

| | | | | | | | |

|Среднегодовой |2 |15 |59. |т |145 |т |152 |

|фонд |3 |49 |63 |118 |140 |155 |155 |

|действующих | | | | | | | |

|сква- | | | | | | | |

|жин | | | | | | | |

|Средний дебит |2Q |1100 |Јifl |532 |Ж |Д5 |7Q |

|одной | | | | | | | |

|скважины, тыс, |500 |528 |830 |— |— | |47 |

|м3 | | | | | | | |

|сут | | | | | | | |

|Коэффициент эк- |— |0.87 |0.969|0.983|U282 |0.917 |0.694 |

| | | | | | | | |

|сплуатации | |0,85 |0,95 |— |— |— |0,850 |

|скважин | | | | | | | |

|Коэффициент ис- |— |0.62 |0.69 |0.840|0.866 |0.848 | |

| | | | | | | | |

|пользования | |— |— |— |— |— |— |

|фонда | | | | | | | |

|скважин | | | | | | | |

|Примечание. В числителе фактические показатели, в знаменателе — |

|проектные. |

[pic]

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995

Годы

Рис. 1.28. Динамика некоторых технологических показателей при разработке

Вуктыльского НГКМ:

/ — накопленная добыча газа, млрд. м3; 2 — то же конденсата, млн. т; 3 —

средневзвешенное пластовое давление, МПа. Вертикальной штриховкой обозначен

период максимальных годовых отборов конденсата, горизонтальной — газа

Освоение запасов углеводородов такого сложного глубокозалегающего

месторождения, как Вуктыльское, с высоким начальным пластовым давлением,

значительным содержанием конденсата в пластовой смеси, большим этажом

газоносности, низкопроницаемыми трещиноватыми коллекторами потребовало

постановки целого ряда новых технико-технологических задач. В проектах ОПЭ

и разработки месторождения были обоснованы, а затем, с конца 60-х годов,

реализованы на практике следующие решения:

разработка продуктивного пласта большой толщины (до 1500м) одной сеткой

скважин;

отбор запасов в зонах повышенной продуктивности скважинами увеличенного

диаметра (219 мм);

центральная расстановка скважин;

высокая подвеска лифтовой колонны;

транспорт нестабильного конденсата в однофазном состоянии на большие

расстояния до перерабатывающего завода.

В условиях карбонатных коллекторов большой толщины были отработаны

двухэтапная солянокислотная обработка скважин; .методы их вскрытия,

освоения и глушения.

Разработка газоконденсатных залежей, приуроченных к низкопроницаемым

коллекторам (на Вуктыле средняя проницаемость около 1014м2), — одна из

наиболее сложных газопромысловых проблем. Особенно острой она становится

после вступления месторождения в завершающую стадию эксплуатации, когда

энергетические возможности пласта в основном уже исчерпаны.

Несмотря на все принятые меры, включая использование перечисленных выше

прогрессивных технико-технологических решений, к концу разработки

Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах этого объекта

добычи газа и газового конденсата остаточные запасы газа составят несколько

десятков миллиардов кубометров (порядка 10 % от начальных запасов), жидких

углеводородов — около 100 млн. т (порядка 70% начальных запасов).

Известно, что в условиях низкопроницаемых коллекторов иногда невозможно

отобрать с достаточной полнотой не только жидкие углеводороды, но и газ из-

за резкого снижения фазовых проницаемостей при выпадении ретроградного

конденсата в призабойных зонах скважины. Именно это обстоятельство побудило

специалистов отказаться от разработки на режиме истощения месторождения

Нокс-Бромайд: лабораторные исследования показали, что такой режим позволит

отобрать лишь небольшую часть от запасов не только конденсата, но и газа

(газоотдача не превысит 13%).

С целью изучения особенностей отбора газоконденсатной смеси из пласта,

характеризующегося низкими коллекторскими свойствами, автором совместно с

сотрудниками была реализована специальная исследовательская программа.

Предпринятые широкомасштабные экспериментальные исследования процесса

испарения выпавшего конденсата при реализации режима истощения

газоконденсатной системы в диапазоне давлений от р = р1 > рнк до р = р2 = 1

МПа впервые позволяют подвергнуть анализу результаты опытов, в которых

процесс проводился до состояния глубокого истощения системы, причем

проницаемости физических моделей пласта существенно различались.

Использовали две модели длиной 1,002м, диаметром 0,387м и с одинаковой

пористостью — 24,8 %. В одних случаях модели пласта содержали связанную

воду, в других были сухими (по воде)

Эксперименты проводились применительно к условиям последнего этапа

завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ (Тпл=62 0С = const). Были

сформулированы следующие исследовательские задачи.

1. Определение области давлений максимальной конденсации (то есть начала

процесса нормального испарения) компонентов пластовой углеводородной смеси

путем моделирования режима разработки залежи на истощение с использованием

модельной газоконденсатной системы (ГКС), физических моделей пласта и

сосуда PVT-соотношений. Решение этой задачи необходимо для определения

диапазона пластовых давлений, при которых можно ожидать проявления эффекта

нормального испарения ГКС в условиях Вуктыльского НГКМ.

2. Исследование процесса нормального испарения выпавшего конденсата в

пористых средах с различными проницаемостью и водонасыщенностью. Решение

этой задачи необходимо для оценки зависимости интенсивности испарения

компонентов выпавшего конденсата от таких параметров пласта-коллектора, как

проницаемость и водонасыщенность, что существенно при доразработке

истощенной газоконденсатной залежи.

Таблица 2

Эксперименты по испарению выпавшего конденсата

|Номер |Номер модели пласта|Проницаемость, |Водонасыщен-ность, %|

|эксперимента | |10-15м2 | |

|2 2а 3 За 36 |Бомба PVT КД-2-3 |64 9,1 64 9,1 64 9,1|0 0 10 30 30 10 |

|4 4а |КД-6-7 КД-2-3 | | |

| |КД-6-7 КД-2-3 | | |

| |КД-6-7 | | |

В качестве модели пластовой ГКС использованы во всех случаях

многокомпонентные смеси алкановых углеводородов, близкие по своим физико-

химическим свойствам к пластовой смеси исходного (до начала разработки)

состава Вуктыльского НГКМ, имеющей следующие характеристики: содержание С1

- 79,1; С2 - 8,8; С3 - 3,9; С4 - 1,8; С5+ - 6,4,% (молярная доля);

молекулярная масса С5+ приблизительно 115 г/моль; кон-денсатогазовый фактор

около 330 г/м3; давление начала конденсации около 25 МПа; давление

максимальной конденсации 6 ± 1 МПа.

Изучение процессов фильтрации модельной ГКС на режиме истощения, а также

создание водонасыщенности физических моделей пласта проводились по

разработанной во ВНИИГАЗе методике с использованием соответствующей

экспериментальной установки [5].

Результаты исследований обрабатывали с помощью ЭВМ и специально

разработанной программы расчетов всех рассматриваемых при моделировании

параметров.

Для удобного (в рамках данной работы) анализа результатов исследований

выполненные эксперименты сгруппировали в следующие серии (см. табл. 1.18):

исследование влияния проницаемости "сухой" (без связанной воды) пористой

среды на компонентоотдачу (эксперименты 2, 2а, 3);

то же для пористой среды, содержащей 10 % от объема пор связанной воды

(опыты За, 4а);

то же для пористой среды, содержащей 30 % от объема пор связанной воды

(эксперименты 4, 3b).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемого газокон-денсатного

пласта, пористая среда которого является "сухой", то есть не содержит

связанную воду. Данный случай имеет не только теоретическое, но и

практическое значение, поскольку содержание связанной воды во многих

газоконденсатных залежах весьма незначительно (единицы процентов объема

пор). Целесообразность проведения экспериментов без связанной воды,

обусловлена также необходимостью оценить влияние пористой среды на

массообменные процессы при сравнении результатов с данными, полученными на

бомбе PVT.

На рис.2—7 представлены отдельные результаты сравнения динамики состава

продукции истощаемого пласта и некоторых параметров добываемой смеси для

моделей пласта с различной проницаемостью (сосуд PVT-соотношений можно

условно рассматривать как образец пористой среды с весьма высокой

проницаемостью, например, 10-10—10-11м2). Из сравнения графиков следует,

что с уменьшением проницаемости от 10-10 — 10-11 м2 (эксперимент №2) до

64.10-15м2 (№ 2а) и далее до 9,1-10-15 м2 (№3) происходит снижение

давления максимальной конденсации компонентов пластовой смеси. Особенно это

проявилось у низкомолекулярных компонентов.

Для исследования типичных, но сравнительно "легких" газоконденсатных смесей

(молекулярная масса фракции С5+ в смеси исходного состава равна 115 г/моль)

наблюдается интенсивный рост содержания в продукции компонентов С2+ после

снижения пластового давления ниже давления максимальной конденсации, причем

вне зависимости от испарения конденсатогазовый фактор продукции после

снижения давления ниже давления максимальной конденсации вновь возрастает

(рис. 4), достигая вдвое больших, чем при давлении максимальной

конденсации, значений к концу отбора пластовой смеси (p=1 МПа). КГФ растет

за счет компонентов С5 и С7; декан (С10) практически не испаряется. При

этом молекулярная масса фракции С5+ почти монотонно снижается во всей

области давлений, от pрнк до р =1 МПа (рис. 5).

C2-4 % (Молярная доля)

Рис.2.

[pic]

Зависимость содержания фракции С2-4 в равновесной газовой фазе от

«пластового» давления:

1 – сосуд PVT-соотношений; пористая среда без связной воды с

проницаемостью:

2 – 64?10-15 м2

3 – 9,1?10-15 м2

Если поведение кривой "содержание фракции С2-4 , % как функции

пластового давления" аналогично поведению соответствующей кривой для

фракции С5+ (график КГФ), то и зависимость молекулярной массы фракции С2-4

также аналогична этим двум кривым; в области давлений ниже давления

максимальной конденсации молекулярная масса С2-4 вновь увеличивается, в

отличие от этого параметра для стабильного конденсата.

Сопоставление результатов экспериментов на физических моделях пласта с

бомбовыми данными показывает, что пористая среда в обследованном диапазоне

не препятствует процессу нормального испарения выпавшего конденсата, хотя

некоторые детали массообменных процессов в пустотелом сосуде PVT-

соотношений и в пористой среде, естественно, различаются. Так, представляет

интерес область давлений от 8—10 до 13 — 15 МПа (рис. 5, 6). Здесь заметно

нарушается монотонный характер уменьшения молекулярной массы стабильного

конденсата (фракция С5+), что обусловливается вступлением в область

максимальной конденсации фракции промежуточных углеводородов (см. рис.2).

По-видимому, смещение равновесия для этих углеводородов в сторону

(нормального) испарения оказывает влияние на конденсацию легкой части

фракции С5+, близкой по химическому составу к промежуточным углеводородам:

конденсация С5+ заметно затормаживается, причем более заметно в пористой

среде с меньшей проницаемостью, по сравнению с сосудом PVT-соотношений (см.

рис. 6).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемых газоконденсатных

пластов, различающихся коллекторскими свойствами (проницаемостью), пористая

среда которых содержала связанную воду в количестве 10% объема пор (см.

табл. 1.29). В данном случае сосуд PVT не рассматривается, сравниваются

лишь эксперименты с частично водонасыщенными пористыми средами,

различающимися проницаемостью (64-10 -15м2 — эксперимент №3а; 9,1-10 -15

м2 — эксперимент №4а).

Анализ результатов показал, что зависимости состава продукции и ее

параметров от давления близки к тем, что характеризуют процесс истощения

сухой пористой среды. Известно, что связанная вода, как правило, занимает

наиболее мелкие поры, "выключая" их таким образом из процесса фильтрации и

ухудшая сорбционные свойства коллектора. Поэтому присутствие воды в

определенной степени сгладило различия между пористыми средами с большей и

меньшей проницаемостями. Тем не менее и в этом случае для более проницаемой

пористой среды зависимость содержания, в частности, углеводородов С2-4 в

продукции от текущего давления в "пласте" расположена несколько выше (рис.

7).

Графики зависимости молекулярных масс фракций от текущего пластового

давления также аналогичны тем, что получены на "сухих" пористых средах.

[pic]

Результаты экспериментов 4 и 36 (см. табл. 2), выполненных на тех же

моделях пласта, но при более высоком содержании связанной воды в их

пористых средах (30 % объема пор), в данной работе не приведены, так как

они в значительной мере аналогичны результатам исследований на "сухих"

моделях.

Повышенное содержание связанной воды лишь еще больше сглаживает различия

между пористыми средами с большей и меньшей проницаемостями.

Таким образом, анализируя полученные результаты, можно сделать следующие

выводы.

Процесс глубокого истощения газоконденсатной системы типа вуктыльской до

давления порядка 1 МПа, моделируемый как в сосуде PVT-соотношений, так и в

пористых средах с различной проницаемостью и водонасыщенностью, начиная с

давления максимальной конденсации (т. е. при р =• 5 — 7 МПа),

характеризуется наличием области нормального испарения для компонентов от

С5 до С8 — С9.

Компоненты жидкой фазы пластовой смеси в процесс нормального испарения

вовлекаются тем активнее, чем ниже их молекулярная масса.

[pic]

[pic]

При значениях молекулярной массы выше 100 г/моль выход компонентов мало

изменяется в процессе снижения пластового давления от 5 — 7 до 1 МПа, а

резкое снижение в продукции доли компонентов С10+ позволяет утверждать, что

практического значения добыча этой высокомолекулярной части пластовой смеси

в области давлений нормального испарения иметь не может, в отличие от

легкой части пластовой смеси (фракции С2-С„).

Значения проницаемости, а также водонасыщенности вмещающей

газоконденсатную смесь пористой среды в исследованной области практически

не влияет на особенности процессов дифференциальной конденсации и

нормального испарения газового конденсата.

Таким образом, при той газоконденсатной характеристике, какую имеет

вуктыльская пластовая углеводородная смесь, динамика фазовых проницаемостей

в пористой среде с типичными коллекторскими свойствами не столь драматична,

как при разработке месторождения Нокс-Бромайд. Из средних по проницаемости

и пористости объемов перового пространства вуктыльского пласта-коллектора

на завершающей стадии разработки будут извлекаться углеводороды, в том

числе за счет процесса нормального испарения. Естественно, в худших по

сравнению со средними зонах коллектора возможны явления, из-за которых

часть запасов углеводородов будет блокирована и составит неизвлекаемые

пластовые потери. На снижение потерь, в том числе и этих, направлено

предложенное ВНИИГАЗом и реализуемое на Вуктыле в районе УКПГ-8 и УКПГ-1

воздействие на пласт сухим неравновесным газом.

[pic]

Afc , г/моль

115

105

о 1 • 2 Д 3

95

85

25

15

р,Мпя

[pic]

Сайклинг-процесс

Увеличение коэффициента конденсатоотдачи, а нередко и газоотдачи при

разработке газоконденсатных месторождений может быть достигнуто путем

возврата в пласт в течение определенного периода времени добытого газа, из

которого предварительно извлечены компоненты С2+ или С3+. Такой режим

разработки, обеспечивающий отбор пластового газа с начальным высоким или

слабо уменьшающимся содержанием конденсата (благодаря поддержанию давления)

получил название сайклинг-процесса. Впервые применять его начали в конце 30-

х годов, в годы второй мировой войны, когда резко возросла потребность в

жидких углеводородах как сырье для производства моторных топлив, а

потребность в углеводородном газе, напротив, несколько уменьшилась. В 1944

г. в США функционировали 37 установок для осуществления сайклинг-процесса

при общем количестве разрабатываемых газоконденсатных месторождений 224.

Обратная закачка «отбензиненного» газа применялась в тот период времени не

только в США, но и в Канаде и ряде других газодобывающих стран, причем даже

на таких газоконденсатных месторождениях, начальное содержание конденсата в

газе которых составляло всего 150—180 г/м3. По окончании войны вследствие

заметного изменения структуры потребления углеводородов и соответствующей

динамики цен на жидкие и газообразные углеводороды объемы обратно

нагнетаемого в пласт газа резко снизились. Удовлетворительные технико-

экономические показатели при реализации сайклинг-процесса стали получать

только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250 — 300

г/м3. Основной упор делался на реализацию вариантов частичного сайклинг-

процесса, когда объем возвращаемого в пласт газа меньше объема газа,

отбираемого из пласта. Одновременно значительно возросла доля нагнетаемых в

пласт неуглеводородных газов. В целом, однако, количество объектов, на

которых применялся сайклинг-процесс, очень сильно уменьшилось. Тем не менее

часть газоконденсатных месторождений США, Канады, некоторых других стран

разрабатывались и продолжают разрабатываться в режиме обратного нагнетания

газа. Накопленный опыт применения сайклинг-процесса в различных условиях и

на месторождениях с разными геолого-промысловыми характеристиками

потребовал более глубокого обоснования каждого проекта разработки,

предусматривавшего возврат в пласт газа. Стала очевидной необходимость

тщательного изучения характера неоднородности пласта — потенциального

объекта нагнетания сухого газа. С другой стороны, исследования ВНИИ-ГАЗа

доказали, что, во-первых, частичный сайклинг-процесс при низких пластовых

давлениях может по своим показателям не уступать процессу при высоких,

близких к начальному, давлениях, а во-вторых, можно повысить эффективность

процесса, если учитывать состав пластовой смеси. Речь идет о

целесообразности использования влияния промежуточных углеводородов (этан-

пропан-бутановой фракции) на испаряемость ретроградного конденсата в

газовую фазу в послепрорывный период. При этом было показано, что испарение

ретроградного конденсата — весьма длитель-нцй процесс, и в течение многих

лет после прорыва закачанного газа воз-моЦно получать из скважин продукцию

с высоким промышленным содержанием конденсата.

В связи с тем, что в рыночных условиях при колебаниях спроса на газ и

жидкие углеводороды повышается вероятность реализации на россий- ских

газоконденсатных месторождениях сайклинг-процесса, мировой опыт его

применения представляет большой интерес [10, 26, 44].

Ниже анализируются результаты осуществления сайклинг-процесса зарубежом,

а также результаты единственного, практически реализованного в странах СНГ

сайклинг-процесса на Новотроицком ГКМ (Украина).

Опыт проектирования разработки крупнейшего газоконденсатного

месторождения Канады Кэибоб чрезвычайно интересен в смысле комплексного

решения проблемы использования полезных ископаемых с учетом требований по

охране недр и окружающей среды.

Газоконденсатное месторождение Кэибоб, открытое в сентябре 1961 г.,

расположено в провинции Альберта, в 300 км к северо-западу от г. Эдмонтона.

Продуктивные отложения, сложенные в основном пористыми доломитами,

приурочены к рифогенному массиву верхнего отдела свиты Свои Хиллс,

образующему вытянутую с северо-запада на юго-восток структуру длиной около

60 км и шириной 3,5 — 9 км. Эти отложения осложнены межрифовым каналом

значительных размеров, положение которого четко не зафиксировано. Створ

канала заполнен плотными известняками. По всей площади месторождения,

пласты которого регионально погружаются в юго-западном направлении с

наклоном 1,05 м/км, продуктивные отложения подстилаются темными

битуминозными карбонатами нижнего отдела свиты Свои Хиллс средней мощностью

33 м. Наряду с плотными известняками здесь представлены и пористые

доломиты. Мощность продуктивного горизонта изменяется в пределах от 0 до

109 м. Покрышкой залежи служат плотные битуминозные известняки свиты

Беверхилл Лейк. Таким образом, ловушка газа и конденсата на месторождении

Кэибоб образовалась в результате литологического выклинивания и литологи-

ческого экранирования в подошве и кровле.

Начальное пластовое давление в газоконденсатной залежи, приведенное к

абсолютной отметке средневесовой плоскости массива 2307 м, составляет 32,4

МПа. Пластовая температура (Т = 114 °С), как и давление, аномально высокая

для глубин залегания около 2300 — 2350 м. Запасы пластового газа площади В

составляли 93,5 млрд. м3, в том числе запасы товарного сухого газа — 63,3

млрд. м3, конденсата (С5+) — 40,6 млн. м3, сжиженных газов (С3 —С4) — 20,5

млн. м3, серы — 21,1 млн.т. В целом по месторождению запасы пластового газа

были равны 110,6 млрд. м3, конденсата — 48 млн. м3.

Газоконденсатная залежь Кэибоб массивная. На западе она ограничена

пересечением кровли рифа с ГВК, а на востоке — выклиниванием свиты Свои

Хиллс, замещающейся плотными известняками. По данным исследования скважин,

после вскрытия водонасыщенных отложений выявилось постепенное снижение

пористости и проницаемости в направлении с северо-востока на юго-запад. Это

снижение обусловлено как увеличением доли плотных рифогенных известняков,

так и уменьшением пористости доломитовых интервалов. Средние значения

пористости и проницаемости водоносной зоны составляют 6 % и 25-10-15 м2. По

данным замеров давления в скважинах, расположенных за пределами ГВК,

установили взаимодействие водоносных зон пласта Д-3 месторождения Пайн-Крик

и Беверхилл Лейк месторождения Кэибоб. Отбор 6,72 млрд.м3 газа из залежи Д-

3 (Пайн-Крик) обусловил снижение давления на 0,34 МПа.

Расчеты показали, что в Пайн-Крик вторглось 16,54 млн. м3 воды, в том числе

10,32 млн. м3 — из зоны, подстилающей залежь Д-3. Остальная вода поступила

из сопредельных водоносных областей, главным образом рифовой зоны Беверхилл

Лейк. Это подтверждается снижением давления в залежи (площадь В) на 4,1

МПа.

Продуктивность и приемистость рассчитывались на основании данных по

исследованию скважин с использованием известной степенной зависимости

дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений. Результаты

обработки данных исследования применялись для построения карты равной

производительности скважин, с помощью которой определяли параметр С в

уравнении притока для неисследованных скважин. Максимально допустимая

депрессия устанавливалась, исходя из необходимости предотвращения

образования конуса воды, на уровне 0,012 МПа/м в продуктивной мощности ниже

нижних перфорационных отверстий. Допускалось превышение этого значения

вплоть до 0,023 МПа/м.

Газоконденсатная система месторождения Кэйбоб была недонасыщена

высококипящими углеводородами — давление начала конденсации находилось на

уровне 23,4 МПа. Компонентный состав пластовой смеси приведен в табл. 1.19.

Хотя в интервале снижения давления 32,4—23,4 МПа жидкая фаза в пласте не

образуется, дальнейший отбор газоконденсатной смеси сопровождается

интенсивным выпадением конденсата вплоть до давления максимальной

конденсации рм к = 8,1— 8,4 МПа. Максимальная доля углеводо-роднасыщенного

перового объема, занятая выделившимся стабильным конденсатом, составляет

5,0 %. В соответствии с изотермой текущего кон-денсатосодержания

коэффициент извлечения стабильного конденсата при разработке на режиме

истощения (рист =4,1 МПа) без учета продвижения подошвенной воды составляет

63 — 65 %. Такая сравнительно высокая кон-денсатоотдача обусловлена сильным

недонасыщением пластовой смеси, в результате которого около 17 % от запасов

конденсата отбирается до начала выпадения его в пласте. Высокая

концентрация в пластовой смеси сероводорода, пропан-бутанов и конденсата

определяет сравнительно низкое соотношение между объемами остаточного

(сухого) и жирного газов — молярная доля остаточного газа в смеси даже при

рмк не превосходит 0,712.

Физико-химические свойства пластовой смеси

Плотность газа,

кг/м3.............................................................

1,03

Псевдокритическая температура,

К..................................491

Псевдокритическое давление,

МПа...................................5,32

Вязкость газа при давлении 32,2 МПа, мПа-с................0,036

Содержание сжиженных газов, см3/м3............................

219

Содержание конденсата (С5+), см3/м3.............................

434

Содержание серы,

г/м3..........................................................

225

|Компонент |Содержание компонента |

| |% (молярная доля) |см3/м3 газа |

|Азот |1,12 |— |

|Углекислый газ |3,42 |— |

|Сероводород |16,70 |- |

|Метан |58,56 |— |

|Этан |7,56 |- |

|Пропан |3,12 |114,0 |

|н-Бутан |1,66 |71,4 |

|Изобутан |0,78 |33,5 |

|н-Пентан |0,78 |38,0 |

|Изопентан |0,67 |33,0 |

|Гексан |1,21 |67,1 |

|Гептан + высшие |4,42 |295 |

|Всего |100,00 |562 |

Компонентный состав пластовой смеси

Для изучения процессов вытеснения газа водой, жирного газа сухим, а

также некоторых сопутствующих им явлений пользовались различными

математическими моделями. Основные расчеты технологических показателей

разработки были выполнены применительно к трехмерной трехфазной модели.

Математическая модель описывает нестационарное течение двух- или трехфазной

системы с учетом вязкости, капиллярных и гравитационных сил. Все агенты

считаются сжимаемыми, а их свойства (объемный фактор, вязкость) полагаются

однозначными функциями давлений. Фазовые проницаемости задаются в виде

функций. При решении данной задачи использовалась концепция «вертикального

равновесия», позволяющая свести трехмерную фильтрацию к двухмерной.

Согласно этой концепции, потенциалы фаз Фжг, Фсг и Фв — постоянны по

мощности пласта. Это означает, что давление по вертикали (мощности)

изменяется по законам гидростатики, т. е. пластовая система находится в

состоянии капиллярно-гравитационного равновесия. Строго говоря, данная

концепция равнозначна допущению о бесконечно большой проницаемости — по

вертикали. На практике же достаточным основанием для использования

«вертикального равновесия» является высокая проницаемость по вертикали,

существенное проявление гравитационных эффектов, низкие вязкости агентов и

т. п. Все эти условия характерны для месторождения Кэйбоб, в связи с чем

концепцию «вертикального равновесия» применили для расчетов продвижения

подошвенной воды в залежь, а также перемещения границы газ — газ при

процессе рециркуляции газа. В результате решения соответствующей системы

уравнений получается распределение насыщенностей (площадное) в каждой

ячейке моделируемой области фильтрации. Допущение вертикального равновесия

позволяет установить распределение насыщенности и по мощности залежи

(высоте ячейки). Таким образом, метод вертикального равновесия позволяет

существенно облегчить (не в ущерб точности результатов) решение задачи.

На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в

газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэффициента

охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали

показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки

месторождения. В указанных расчетах были сделаны следующие допущения.

1. Для различных вариантов процесса обратной закачки сухого газа

начальная мощность промысла по газу устанавливалась на уровне 133 % от

номинальной пропускной способности газоперерабатывающего завода без

дополнительного бурения эксплуатационных скважин.

2. Для вариантов разработки на режиме истощения, а также истощения с

компенсацией пиковых нагрузок за счет резервных мощностей ГПЗ и закачкой

избыточных объемов газа в пласт в периоды пониженного потребления

предусматривалась мощность промысла по газу, обеспечивающая удовлетворение

пиковых потребностей с бурением при необходимости дополнительных скважин.

3. Расход газа на топливо и собственные нужды промысла принимался на

уровне 5 % от суммарного объема остаточного газа.

4. Среднее пластовое давление однозначно определяет состав продукции

скважины. Испарение выпавшего конденсата не принимается в расчет при

определении добычи конденсата.

5. Вторжение воды так же влияет на состояние пластовой газоконденсатной

системы, как и закачка газа; поэтому под коэффициентом охвата понимается

отношение объема порового пространства, занятого закачиваемым газом и

вторгшейся водой, к суммарному поровому объему, занятому углеводородами.

6. Учет влияния темпа вторжения воды обеспечивается проведением расчетов

для различных факторов обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) соответствует

газовый режим, т. е. продвижение воды отсутствует. При ФО-1 вода

продвигается с темпом, рассчитанным по упомянутой методике на основании

приведенных исходных данных. При ФО-2 темп вторжения воды в 2 раза

превышает предыдущий.

7. Закачка газа прекращается по достижении коэффициента охвата, равного

55 %, для всех вариантов.

8. В период доразработки на истощение соотношение отборов сухого и

жирного газов поддерживается таким же, каким оно является в момент

прекращения рециркуляции.

9. Давление при режиме истощения залежи, исходя из минимально

допустимого давления на устье 2,1 МПа, составляет 4,1 МПа для всех

вариантов.

10. Суточный темп отбора газа в период доразработки определялся из

условий контракта на продажу в объеме 1/8400 от извлекаемых запасов газа.

Результаты тщательного математического моделирования процесса разработки

площади В месторождения Кэйбоб свидетельствуют о безусловной

перспективности способа разработки при частичной закачке газа даже в

условиях, когда разработка на режиме истощения характеризуется сравнительно

высокой конденсатоотдачей,

При разработке газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, залегающего

на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции

газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотдача. Именно поэтому

оправданы чрезвычайно высокие капиталовложения для поддержания давления на

месторождении (стоимость одной скважины Нокс-Бромайд достигала 1 млн.

долл.).

Месторождение расположено в штате Оклахома (США). Открытое в 1956 г.,

оно разрабатывалось на режиме истощения с 1960 до 1962 г. За этот период

было добыто 538 млн. м3 газа и 480 тыс.м3 конденсата. Продуктивные

горизонты месторождения II и III представлены весьма плотными песчаниками с

низкими коллекторскими свойствами (пористость 4,5 — 6,8 %, проницаемость

45,10-15 м2, водонасыщенность 11 %). Структура представляет собой вытянутую

с северо-запада на юго-восток антиклиналь размерами 16x2 км. Запасы газа в

двух горизонтах составляли 8,1 млрд.м3, запасы — конденсата (точнее,

широкой фракции С3+) — около 6 млн. м3. Содержание фракции С3+ в газе

горизонта II — 1030 см3/м3, в газе горизонта III — 510 см3/м3.

Начальное пластовое давление (расчетное) было равно 65,7 МПа,

пластовая температура 114 °С. Давление начала конденсации рнк пластового

газа горизонта II равно 45,1 МПа, горизонта III P 38,9 МПа. Отметим,

что, наряду со значительным превышением пластового давления

над гидростатическим (в 1,3—1,4 раза), пластовой газоконденсатной

системе было свойственно исключительно большое нефтенасыщение конденсатом:

рнк отличается от рпл для горизонта II на 20,6 МПа, а для горизонта III на

26,8 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфические

особенности строения песчаника свиты бромайд обусловливают резкое снижение

его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте.

При изучении шлифов кернов было обнаружено наличие на зернах песчаника

конденсатной пленки, резко снижающей проницаемость породы. Полученная

исследователями кривая фазовой проницаемости по газу свидетельствовала о

том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении

насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался

исключительно низкий коэффициент газоотдачи при разработке на режиме

истощения (11 %). Иными словами, выпадающий в призабойной зоне конденсат

"запирает" газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения

позволяла добыть всего около 900 млн. м3 газа и 850 тыс. м3 конденсата: тем

самым рентабельная разработка месторождения прекратилась бы уже в 1965 г. В

то же время разработка при поддержании давления обеспечивала извлечение 5

Страницы: 1, 2, 3


© 2008
Полное или частичном использовании материалов
запрещено.