Разработка месторождений газоконденсатного типа

Разработка месторождений газоконденсатного типа

млрд. м3 газа и 5,25 млн. м3 конденсата. Давление в пласте (в призабойной

зоне) следовало поддерживать более высоким, чем рнк. По-видимому, в данном

случае оптимальным условием является рзаб > рнк (выпадающий в призабойной

зоне конденсат, несмотря на высокую насыщенность, остается малоподвижным

или вообще неподвижным в связи с крайне низкими фильтрационными

характеристиками среды).

Согласно проекту разработки с рециркуляцией газа, из десяти имеющихся

эксплуатационных скважин три предполагалось перевести под нагнетание. Объем

закачки намечался на уровне 450 — 600 тыс. м3/сут, темп отбора - 400 — 500

тыс. м3/сут. Около 20 % закачиваемого газа приобретается со стороны; этот

газ компенсирует уменьшение объема добываемого его количества за счет

выделения конденсата, расхода на топливо, а также изменения сжимаемости

газа по мере выделения конденсата.

При довольно низкой продуктивности скважин на месторождении Нокс-

Бромайд предполагалось широко использовать мероприятия по интенсификации

притока и, в первую очередь, гидроразрыв пласта. Успешное проведение в 1960

г. на скважинах Нокс-Бромайда гидроразрыва впервые в мире было осуществлено

на глубине 4600 — 4800 м. Применение процесса рециркуляции на этом

месторождении, несмотря на огромные трудности технического,

технологического и экономического характера, лишний раз подтверждает

большие возможности этого способа разработки.

В качестве интересного примера разработки газоконденсатного

месторождения с применением обратной закачки газа можно привести

месторождение Ла Глория, на котором поддерживалось давление в течение 8

лет. В то время это был один из самых больших проектов по закачке газа с

целью получения конденсата в штате Техас.

Залежь приурочена к структуре овальной формы. Продуктивная площадь

составляет 1070 га. Этаж газоносности около 100 м.

В процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения было пробурено

около 40 скважин.

Глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры 1955 м.

Средняя мощность песчаника в этой зоне 10 м. Средняя пористость его 22,2 %,

проницаемость 0,52?10-12м2. Начальное пластовое давение 23,9 МПа,

температура 95 °С. Содержание связанной воды оценивалось в 20 %.

Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд. м3 (при нормальных условиях).

Запасы конденсата (пропан+ ) составляли 1,07 млн. м3. Из этого количества

пентаны + составляли 0,639 млн. м3, изо- и нормальные бутаны 0,178 млн. м3

и пропан 0,252 млн. м3.

Закачка газа на месторождении Ла Глория началась в мае 1941 г. К этому

времени на месторождении было шесть продуктивных и две нагнетательные

скважины. В последующие годы число эксплуатационных скважин увеличилось до

восьми, а нагнетательных до четырех. В течение первых 4 лет из пласта в

среднем отбиралось 1415 тыс. м3/сут газа. В дальнейшем ввиду того, что

нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуатационные скважины, отбор

из пласта уменьшили до 595 тыс. м3/сут.

За все время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого сухого

газа. Для обслуживания установки газ получали со стороны.

Благодаря малым темпам отбора и возврату практически всего добытого

сухого газа пластовое давление снизилось очень незначительно. Поэтому было

предотвращено выпадение конденсата в пласте и его потери. Это

подтверждается тем, что в продукции скважины, пробуренной в заключительной

стадии процесса в зоне, не охваченной нагнетанием сухого газа, содержание

конденсата не отличалось от начального.

В процессе закачки газа с целью контроля за его перемещением по пласту

из каждой скважины раз в три месяца отбирались пробы газа для определения

содержания конденсата.

Исследования показали, что в зоне, охваченной закачкой газа, коэффициент

вытеснения достигал 80 %. Коэффициент охвата при выбранном расположении

нагнетательных и эксплуатационных скважин по расчетам составлял 85 %.

Следовательно, в результате проведения процесса из пласта было добыто 68

% первоначально содержащегося конденсата. При последующей эксплуатации

пласта на истощение было добыто еще 20,8 % конденсата. Всего из пласта было

отобрано 88,8 % первоначально содержащегося конденсата (С5+).

Нагнетание сухого газа прекратили в середине 1949 г., когда содержание

конденсата в продукции резко уменьшилось.

При разработке отечественных газоконденсатных месторождений неоднократно

предпринимались попытки реализовать сайклинг-процесс, однако, как правило,

дело ограничивалось физическим или математическим моделированием, а также

проведением технико-экономических расчетов.

Одним из возможных объектов применения сайклинг-процесса было крупнейшее

в европейской части России Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Во

ВНИИГАЗе были выполнены расчеты по извлечению конденсата из Вуктыльского

месторождения при закачке сухого газа на различных уровнях пластового

давления.

Общий коэффициент извлечения конденсата для Вуктыльского месторождения за

счет его растворения в сухом газе согласно расчетам не превышал 70 — 75 %,

т.е. по сравнению с разработкой на истощение коэффициент извлечения

конденсата мог быть увеличен на 30 — 35 %. Объясняется это значительным

утяжелением фракционного состава конденсата, выпавшего в пласте, в процессе

закачки сухого газа. Автор расчета Г.С. Степанова полагала, что достичь

такого увеличения коэффициента извлечения выгоднее при "меньшем" объеме

закачиваемого газа, т.е. при более высоком давлении. В этом случае и

фракционный состав добываемого конденсата будет тяжелее и, следовательно,

коэффициент извлечения его из газа на промысловых установках будет выше.

Если закачка газа осуществляется при давлении 5 — 6 МПа, то в газовую фазу

переходят фракции конденсата, выкипающие до 150—180°С (т.е. бензиновые

фракции), в количестве около 60 г/м. Низкие давления на устье

эксплуатационных скважин приводят к необходимости компримирования газа и

его последующего охлаждения. Для выделения конденсата в этом случае

необходимо осуществлять сепарацию при достаточно низких температурах — в

пределах минус 40 — минус 50 °С или применять процесс адсорбции. Если же

газ закачивать при пластовых давлениях выше 20 МПа, то для создания низких

температур в сепараторе можно использовать турбодетандеры.

Одним из авторов работы [52] была обоснована схема использования

турбодетандера при относительно низких пластовых давлениях (около 10 МПа).

При этом трубодетандер устанавливался перед дожимной компрессорной

станцией. В условиях Вуктыльского месторождения такая схема позволила

определенное время вести подготовку газа и конденсата к транспорту более

эффективно.

Основной недостаток, мешающий внедрению турбодетандеров для создания

низких температур, — это изменяющийся перепад давления на турбодетандере

при снижении давления в залежи. Если закачка газа будет осуществляться в

течение длительного времени, турбодетандеры экономически окажутся

значительно выгодней, чем холодильные установки. Для максимального

извлечения конденсата из добываемого газа следует применять процессы

низкотемпературной масляной адсорбции или короткоцикловой адсорбции. Тогда

потери конденсата будут минимальными и эффект от закачки сухого газа в

пласт будет наибольшим.

Как известно, сайклинг-процесс на Вуктыльском месторождении не был

осуществлен и с 1968 г. оно разрабатывалось на режиме истощения. Основными

причинами для отказа от возврата газа в пласт стали опасения низкого охвата

пласта (не более 20 %) нагнетаемым агентом в условиях резко неоднородного

трещиноватого коллектора; решение остановиться на способе разработки более

экономичном с точки зрения материальных и финансовых затрат; отсутствие в

стране налаженного производства высоконапорного компрессорного и

трубопроводного оборудования; психологическая неподготовленность

специалистов вести разработку на ином, нежели истощение, режиме отбора

запасов.

Открытие уникальных по запасам газоконденсатных месторождений с высоким

содержанием в газе ценных высокомолекулярных углеводородных компонентов

(табл. 3) побудило газовиков России, а также Казахстана вновь обратиться к

проблеме разработки ГКМ с поддержанием пластового давления. Были выполнены

технико-экономические оценки и подготовлены проектные решения, согласно

которым реализация сайклинг-процесса на Уренгойском, Карачаганакском и

других ГКМ обеспечивала увеличение конденсатоотдачи продуктивных пластов не

менее чем на 10 %. Практически, однако, до настоящего времени нет

уверенности в том, что предусмотренное проектами разработки этих объектов

нагнетание сухого газа будет осуществлено. Кроме тех причин, что

воспрепятствовали внедрению сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении,

в последние годы стала играть важную роль еще одна — экспортные

обязательства по поставкам крупных объемов природного газа в европейские

страны при одновременном снижении финансируемых потребностей в газе.

И все же в странах СНГ несколько лет назад удалось довести до

практического осуществления один проект разработки ГКМ на режиме сайклинг-

процесса, хотя и с задержкой во времени и при давлении в пласте, меньшем

проектного, — на Новотроицком месторождении на Украине. Проект был

подготовлен специалистами ВНИИГАЗа и УкрНИИгаза под руководством С.Н.

Бузинова, И.Н. Токоя, Е.И. Степанюка.

Новотроицкое газоконденсатное месторождение открыто в 1966 г., когда был

получен приток газа с конденсатом из скв. № 4, и введено в разработку на

истощение в 1974 г.

Газоконденсатная залежь приурочена к отложениям нижнего карбона

горизонта В-23 визейского яруса, залегает в интервале глубин 3280 — 3390 м.

Начальные запасы газа утверждены в объеме 11 620 млн. м3, конденсата 5200

тыс. т (извлекаемые 2590 тыс. т). Начальное содержание конденсата в

отсепарированном газе 454,5 г/м3, начальное пластовое давление составляло

35,6 МПа. Средняя эффективная мощность продуктивного пласта 16 м, средняя

проницаемость 1,02-10-12 м2.

К моменту подсчета запасов газа (1973) считалось, что Новотроицкое

поднятие достаточно детально изучено; оно представлялось асимметричной

брахиантиклинальной складкой, разделенной единственным тектоническим

нарушением, подсечевным скв. 4, на два блока (северо-западный и юго-

восточный). Эти представления о геологическом строении были приняты за

основу при составлении проекта разработки 1976 г.

Бурение эксплуатационных скважин внесло существенное изменение в

представление о геологическом строении залежи. В 1984 г. при анализе

разработки месторождения был пересмотрен весь имеющийся геологический

материал и выполнены новые структурные построения. Для более уверенной

корреляции разрезов скважин, помимо стратиграфических границ внутри

стратиграфических комплексов, были выбраны хорошо выдержанные по площади

реперные пласты, что позволило более детально проследить характер изменения

мощностей в разрезах скважин и точнее определить глубины подсечения ими

тектонических нарушений.

На основании новых для того времени представлений о строении

Новотроицкого месторождения юго-восточная часть залежи характеризовалась

относительно простым строением. Северо-западная часть складки отличалась

вместе с тем очень сложным блоковым строением, которое, несмотря на большое

число пробуренных скважин, оставалось не до конца выясненным. Блоковое

строение в этой части месторождения затрудняло размещение системы

нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Таким образом, геологическое строение Новотроицкой залежи оказалось

значительно сложнее, чем предполагалось по результатам разведочных работ

(когда было пробурено 16 скважин). По данным бурения эксплуатационных и

нагнетательных скважин был выявлен ряд нарушений, блоков и локальных

поднятий в пределах площади газоносности.

За период разработки месторождения на истощение (1974— 1979 гг.) из

месторождения было добыто 2144 млн. м3 газа и 658,2 тыс. т конденсата, при

этом пластовое давление снизилось на 7,5 МПа. Отбор газа был на 320 млн. м3

выше проектного. Содержание конденсата в пластовом газе уменьшилось до 317

г/м3 а потери его в пласте составили около 1500 тыс. т.

В связи с отставанием обустройства в период 1979— 1981 гг. месторождение

находилось в консервации. За это время вследствие проявления водо-'

напорного режима пластовое давление в залежи увеличилось с 27,4 до 28,1

МПа. Подъем ГВК составил около 7 м.

Закачка сухого газа в пласт была начата в июне 1981 г. Добыча сырого

газа осуществлялась из четырех скважин, а закачка — в две нагнетательные

скважины № 30 и 36. Приемистость нагнетательных скважин в начале закачки

соответствовала проектной. Однако впоследствии было отмечено существенное

ее снижение, обусловленное загрязнением призабойных зон скважин

компрессорным маслом. Поэтому начали проводить периодическую продувку

нагнетательных скважин в газопровод. При этом приемистость скважины

улучшалась, но полного восстановления не происходило.

На основе новых представлений о геологическом строении месторождения

были пересмотрены первоначальные проектные решения по числу нагнетательных

и эксплуатационных скважин, объемам добычи и закачки газа. Объем закачки

газа был установлен в количестве 230 млн. м3.

В 1984 г. был проведен детальный анализ обводнения залежи. С помощью

математического моделирования воспроизведена 9,5-летняя история разработки

месторождения, определены эффективные параметры водоносного пласта.

Сопоставляя геологические построения с данными материального баланса,

оценили среднюю остаточную газонасыщенность обводненного порового объема —

0,54, причем 7 % перового пространства занято выпавшим конденсатом. Столь

высокое значение средней остаточной газонасыщенности свидетельствовало о

том, что за фронтом обводнения газ оставался не только в защемленном

состоянии. Подъем ГВК составил около 30 м.

Динамика добычи газа и конденсата приведена в табл. 1.21. На 01.09.87 из

месторождения было извлечено 3948 млн. м3 газа и 1169 тыс.т конденсата.

Суммарная добыча конденсата за период сайклинг-процесса составила 510,8

тыс. т, закачка сухого газа в пласт — 1443 млн.м3.

Сравнение двух технологий — сайклинг-процесса и истощения — было

проведено по добыче конденсата при условии одинаковой накопленной добычи. В

табл. 1.21 приведены данные по дополнительной добыче конденсата при

сайклинг-процессе по отношению к разработке залежи на истощение. Вариант

истощения был рассчитан с найденными по истории разработки эффективными

параметрами водоносного пласта.

. Это было обусловлено образованием "конденсатного вала" вблизи забоев этих

скважин в результате продвижения контурных вод. Продукция скв. 34 в течение

1984—1985 гг. постепенно осушалась (до 166 г/м3). Во второй половине 1986

г. к ее забою также подошел "конденсатный вал", в связи с чем удельный

выход конденсата повысился до 250 г/м3. Более всего оказалась осушена

продукция скв. 13: доля сухого газа составляла 79 %.

Подготовка газа для закачки в пласт осуществлялась методом

низкотемпературной сепарации с охлаждением газа пропановой холодильной

установкой. Газоконденсатная смесь из эксплуатационных скважин поступала на

УКПГ, где в сепараторах первой ступени при давлении 12,5 МПа и температуре

298 К происходило отделение капельной жидкости от газа. После этого газ

подавался в теплообменник, где охлаждался за счет холода, получаемого от

пропановой холодильной установки и при давлении 10,5 — 11,0 МПа направлялся

в низкотемпературный сепаратор второй ступени, где происходило разделение

сконденсировавшейся жидкости и газа. Отсепарированный газ при температуре

263 — 258 К и давлении 10,5—11,0 МПа содержал 30 — 32 г/м3 конденсата. С

целью повышения извлечения конденсата технология низкотемпературной

подготовки газа была дополнена абсорбцией в потоке. В качестве абсорбента

был использован тяжелый конденсат I ступени сепарации. Это дало возможность

дополнительно извлечь 10—17 г/м3 конденсата из газа, закачиваемого в пласт.

Закачка газа в пласт осуществлялась тремя газомоторными компрессорами

10ГКНА 1/(100-12)-(200-275) производительностью 480-620 тыс. м3/сут.

каждый, работающими параллельно. В процессе эксплуатации компрессорной

станции был выявлен и устранен ряд факторов, снижающих работоспособность

компрессоров: заменены втулки компрессорных цилиндров; изменена конструкция

поршней и сальников штока; удвоена подача лубрикаторной смазки поршней,

заменена запорная арматура обвязки компрессоров на импортную; установлены

фторопластовые фильтры конструкции УкрНИИгаза на входе газа в компрессоры и

на линиях нагнетания в скважины; изготовлено и установлено общестанционное

загрузочное кольцо для обкатки компрессоров после ремонтов, предусмотрены

дренаж для удаления жидкости из обвязки узла продувки всасывающего

коллектора, а также буферных емкостей; произведен ремонт фундаментов и

опор.

Экономическая оценка разработки Новотроицкого месторождения показывала

высокую себестоимость добычи газа и конденсата. Однако опыт реализации

проекта весьма ценен для газопромысловиков.

Анализ разработки Новотроицкого ГКМ позволил сделать следующие выводы.

1. Новотроицкое месторождение характеризуется сложным геологическим

строением, выявленным в процессе осуществления сайклинг-процесса и

существенно повлиявшим на первоначальные проектные решения. Для обеспечения

разработки месторождения в режиме сайклинг-процесса необходимо было

провести детальную разведку залежей как разведочными, так и опережающими

эксплуатационными скважинами.

2. На месторождении сайклинг-процессу предшествовала разработка в режиме

истощения. В условиях проявления водонапорного режима это привело к

защемлению значительных количеств газа за фронтом вытеснения. Наиболее

высокий технологический и экономический эффект мог быть получен при

применении сайклинг-процесса без предварительного отбора газа.

3. При подготовке проекта необходимо предусматривать обвязку

нагнетательных и эксплуатационных скважин по одной схеме — как на

нагнетание, так и на отбор. Это позволит осуществлять оперативное

регулирование разработки, очистку забоя скважин и т.д.

4. При проектировании установок подготовки газа для осуществления

сайклинг-процесса в зависимости от конкретных условий и возможностей

необходимо:

а) применять установки с низкотемпературной абсорбцией при давлении

около 11,0 МПа;

б) использовать установки низкотемпературной сепарации при давлении

максимальной конденсации 5,5 — 6,5 МПа с турбодетандером с последующим

поджатием газа до давления 11,0 МПа компрессором, находящимся на одном валу

с турбодетандером (наиболее экономичный вариант);

в) устанавливать перед компрессорной станцией фильтры для очистки газа

от твердых примесей, а после компрессорной станции — маслоуловители для

защиты нагнетательных скважин от масла, попадающего в газ при его

компримировании.

5. Разработка Новотроицкого месторождения в режиме сайклинг-про-цесса

при существовавших оптовых ценах предприятий на газ и конденсат являлась

убыточной.

Для газоконденсатных месторождений, на которых планируется внедрение

сайклинг-процесса, необходимо устанавливать льготные индивидуальные оптовые

цены предприятий.

Автор настоящей работы полагает, что возможности сайклинг-процесса

изучены и используются недостаточно. Это касается, например, области

применения данной технологии при умеренных и низких пластовых давлениях, в

частности, на завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений,

а также особенностей ее применения на месторождениях с разными составами

пластовых углеводородных смесей.

В связи с этим были предприняты широкомасштабные теоретические и

экспериментальные исследования.

Был изучен механизм и эффективность углеводородоотдачи при закачке в

газоконденсатную залежь сухого газа на различных стадиях истощения пласта.

С использованием метода, основанного на концепции давления схождения, и

уравнения состояния Пенга — Робинсона проведено математическое

моделирование природной газоконденсатной системы. В качестве примера были

взяты термобарические условия и состав углеводородной смеси, характерные

для одного из месторождений Днепрово-Донецкой впадины (Западного свода

Березовского газоконденсатного месторождения). Углеводородная система имела

следующий начальный состав: С, — 81,2 %; С2 — 7,32 %; С3 - 3,13 %; С4 -

1,12 % и С5 - 6,14 %, углеводороды С5+ моделировались тремя фракциями: Ф, —

18 % (Ммол = 107); Ф2 — 79 % (Ммол = = 161)иФ3 = 3% (Ммод = 237). Начальные

пластовые давление и температура равнялись соответственно 51 МПа и 113 °С.

Были получены данные по динамике конденсатогазового фактора (КГФ) и

насыщенности перового пространства жидкой фазой. Давление начала

конденсации практически равняется начальному пластовому давлению. Начальный

КГФ составляет 420 г/м3. При давлении максимальной конденсации 7,7 МПа КГФ

= 45 г/м3. Максимальное значение насыщенности перового пространства жидкой

фазой достигает 12 %. Коэффициент извлечения углеводородов С5+ при

истощении до 2 МПа при данных пластовых термобарических условиях не

превышает 32 %.

Процесс закачки в пласт сухого газа был рассмотрен при следующих

пластовых давлениях: 22; 16; 7,7; 6 и 3 МПа. При давлениях 22 и 16 МПа

система находится на ветви ретроградной конденсации (рис. 1,35, а).

Давление максимальной конденсации составляет 7,7 МПа, и при давлениях 6 и 3

МПа система расположена на ветви прямого испарения. Конден-сатогазовый

фактор пластового флюида при давлениях 16 и 3 МПа одинаков.

Методика расчета процесса вытеснения сухим газом пластовой системы

основана на решении дифференциальных уравнений многокомпонентной фильтрации

безытерационным численным методом в допущении изотермичности процесса,

локального термодинамического равновесия и справедливости обобщенного

закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м,

пористостью 25 % и проницаемостью 4,7-10~15 м2, заполненной при выбранных

давлениях смесями, соответственно моделирующими пластовую смесь. Сухой газ

моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газовую фазу

и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводящий к существенному

испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности перового

пространства модели пласта углеводородной жидкостью. При этом насыщенность

жидкой фазой всегда существенно ниже "критической", т.е. жидкая фаза

неподвижна и весь массоперенос происходит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позволяет

извлечь практически 100 % С2 —С4 и 32 % углеводородов С5+. При этом фракция

Ф, (Ммол = 107) извлекается на 72 %, Ф2 (М„т = 161) — на 19 %, а Ф3 (Ммол =

237) — на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых

объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение

углеводородов С5+, а тяжелая фракция Ф3 (ММОЛ = 237) практически не

вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давлениях

следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице измерения. В

качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки

одного перового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь

прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 — С4 требуется

существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 — С8 (рис.

1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации

полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом

диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно

переходят в газовую фазу при более высоких пластовых давлениях. Так, для

добычи всех запасов углеводородов С2 — С4 следует прокачать 0,3

относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3

МПа и около двух — при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных

единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях

воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 %

при 22 МПа. В целом, с учетом дополнительного извлечения при истощении до

более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа

извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 — 7,7 МПа соизмеримо с

извлечением при воздействии в диапазоне давлений 7,7 — 22 МПа (рис. 1.35,

г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздействие на

газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в

областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3

закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких

пластовых давлениях. С другой стороны, технико-экономические показатели

такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами

углеводородов С2 — С8, могут оказаться существенно выше за счет снижения

объемов консервируемого газа, возможности бескомпрессорной закачки и более

высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и экспериментальных

исследований с целью научного обоснования таких методов повышения

конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете

особенностей группового и компонентного состава пластовой углеводородной

смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомолекулярных

углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет — наряду

с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей —

физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное

содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от

состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при

разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют

промежуточные углеводороды — этан, пропан, изо- и нормальный бутан.

Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в

среднем до 5 %, газоконденсатных 5 — 30 %; в растворенных газах нефтяных

месторождений содержится от 10 —20 до 85 — 95 % промежуточных углеводородов

[46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных

гомологов метана, в частности фракции С2 — С4, определяется условиями

образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества

осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и

накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние

на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых

газов углеводородов фракции С2 — С4 обусловлено тем, что эти компоненты

достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при

изменении в пласте термобарических условий (табл. 1.22). Соответственно

вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую

очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами.

По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в

пластовой газовой смеси фракции С2 —С4 и выходом стабильного конденсата

(С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих

регионов стран СНГ.

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

| |Алканы |

|Показатели |метан|этан |пропа|изобу|норма|норма|

| | | |н |тан |льный|льный|

| | | | | | | |

| | | | | |бутан|пента|

| | | | | | |н |

|Химическая |16,04|30,07|С3Н, |CQ |л-С4Н|«-С5Н|

|формула | | |44,09|4Г) |,„ |, |

|Молекулярная | | | |JO,lЈ|58,12|72,15|

|масса | | | |i | | |

|Температура |-161,|-88,6|-42,2|-10,1|-0,5 |+ |

|кипения при |3 | | | | |36,2 |

|давлении 0, 1 | | | | | | |

|МПа, °С | | | | | | |

|Критические | | | | | | |

|параметры: | | | | | | |

|температура, К |190,8|305,3|369,9|408,1|425,2|469,7|

| | | | | | | |

|давление, МПа |4,63 |4,87 |4,25 |3,65 |3,80 |3,37 |

|плотность, кг/м3 |163,5|204,5|218,5|221,0|226,1|227,8|

| | | | | | | |

|Теплота испарения|570 |490 |427 |352 |394 |341 |

|при | | | | | | |

|давлении 0,1 МПа,| | | | | | |

|кДж/кг | | | | | | |

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и

некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения

поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с

использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИГАЗа в

свое время предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного

конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе

начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют

газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных

компонентов и (или) фракции С2 —С4, или, напротив, содержание последней

ниже "среднего". Во ВНИИГАЗе автором с сотрудниками исследована зависимость

растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С2

—С4. Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени

зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше,

тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние.

Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в

газо-конденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным

механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пласта при

прочих равных условиях.

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме

повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ

ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газо-конденсатный пласт

путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными

углеводородами [48, 49, 53, 45]. Сущность воздействия заключается в

значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в

сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы

ретроградного углеводородного конденсата.

Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма

технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт,

основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы.

Эти методы позволяют как повышать на 10 — 20 % продуктивность добывающих

скважин, так и извлекать не менее 10—15 % ретроградного углеводородного

конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме

истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое

моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных

углеводородов в массообменных процессах) установления оптимальной области

пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения,

когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более

эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

В развитие изложенных идей и на базе накопленного опыта изучения роли

промежуточных углеводородов в конденсатоотдаче пласта было осуществлено

физическое моделирование процессов разработки ГКМ, пластовая смесь которых

содержит разное количество этан-пропан-бутановой фракции. Все исследования

можно разделить на два этапа. На первом из них были проведены два

эксперимента по истощению гипотетической модельной ГКС в сосуде PVT-

соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой

приведены в табл. 1.23, содержала промежуточные компоненты С3, С4. Во

втором опыте данные углеводороды в исходной ГКС отсутствовали, их долю в

составе смеси восполнили метаном (табл. 3). Истощение ГКС как в первом, так

и во втором случае проводилось от давления рпл = 25 МПа при температуре 80

°С, что вполне типично для среднестатистического состояния

газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения

пластового давления в опытах обеспечивало равновесный межфазный массообмен.

Результаты экспериментов наглядно демонстрируют роль промежуточных

углеводородов в удерживании компонентов С5+ в газовой фазе на начальной

стадии отбора пластовой ГКС .

Однако дальнейшее снижение давления приводит к тому, что уже при рш = 14

МПа происходит инверсия зависимостей. Более значительное накопление

ретроградных углеводородов С5+ в начале истощения во втором эксперименте

обеспечило больший потенциал для их последующего перехода в газовую фазу

при вступлении системы в область прямого испарения, причем данное явление

нашло свое проявление не только в количественном отношении, но и в

качественном.

Следует иметь в виду возможное влияние ретроградного конденсата в жидкой

фазе ГКС как на величину рмк, так и на интенсивность прямого перехода

жидких компонентов в газовую фазу. Безусловную роль в рассматриваемых

явлениях играют также качественные характеристики фракции С5+, отличающейся

намеренно упрощенным составом и невысокой молекулярной массой, и фракции

промежуточных углеводородов, не имеющей в своем составе этана.

Рассматриваемые экспериментальные данные были соотнесены с результатами

соответствующих термодинамических расчетов (рис. 1.36), позволивших

дополнительно продемонстрировать роль пропан-бутановой фракции в межфазных

массообменных процессах при истощении ГКС. Для расчетов было взято три

варианта состава исходной ГКС (табл. ), первые два из которых полностью

аналогичны уже приводившимся модельным системам (см. табл. ).

Из рис. 1.36 видно, что потери конденсата на начальной стадии отбора

пластовой смеси при "недостаточном" содержании компонентов С3 —С4 в

исходной ГКС возрастают пропорционально площади между кривыми,

соответствующими '"менее благоприятным" и "более благоприятным" с точки

зрения присутствия С3 —С4 условиям эксперимента. Рассмотрение графических

зависимостей, построенных на основании аналитических расчетов, позволило

выявить более четкую, по сравнению с экспериментальными данными,

зависимость рнк фракции С5+от величины пластового давления. Следует

отметить достаточно хорошее совпадение экспериментальных результатов с

расчетными данными.

Таким образом, исследования ВНИИГАЗа показали, что для повышения

конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторождений

возможно использование сайклинг-процесса не только в его "классических"

вариантах. Предложенные новые варианты частичного поддержания пластового

давления с учетом состава пластовой смеси предусматривают нагнетание газа

на той стадии истощения объекта, когда природное количество этан-пропан-

бутановой фракции в смеси обеспечивает повышенное содержание конденсата

(фракции С5+) в равновесной газовой фазе. Если природного количества С2 —С4

недостаточно, возможно до нагнетания сухого газа создание в истощенном

пласте оторочки из газа, обогащенного этими компонентами. По существу, речь

идет об оптимизации частичного сайклинг-процесса. На такой способ

разработки газоконденсатных месторождений автором и группой специалистов

получен патент [45].

Поддержание давления путем нагнетания воды

Одним из возможных способов повышения эффективности разработки

газоконденсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных

пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако применительно к

газоконденсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и

требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретного

продуктивного пласта.

Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик залежи является

глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей

она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При небольших отступлениях

обычно выдерживается прямая зависимость начального пластового давления,

начального содержания конденсата в газе и обратная зависимость пористости,

а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений.

Серьезной проблемой является эксплуатация скважин на месторождении при

наличии в их продукции значительного количества свободной жидкости

(углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта

проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку

отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения

эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только

естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов

углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости

на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может

остановиться.

Таким образом, поддержание пластового давления при разработке

месторождения является средством не только повышения углеводородоотдачи

пласта, но и сохранения работоспособности добывающих скважин.

Примеры различных, достаточно широко применяемых за рубежом вариантов

поддержания давления в залежи нагнетанием газа были рассмотрены выше (в

предыдущем разделе).

Закачка воды в продуктивные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные

пласты также может в конкретных случаях явиться приемлемым способом

повышения эффективности разработки объекта. Однако отмеченные выше

особенности глубокозалегающих продуктивных пластов и скважин обычно

ограничивают возможности искусственного заводнения. Иногда препятствием для

данного метода воздействия может явиться резкая неоднородность и

трещиноватость пород, поскольку лабораторные эксперименты указывают на

быстрые прорывы воды в этом случае к добывающей скважине. Тем не менее

предложены варианты технологий разработки газоконденсатных и

нефтегазоконденсатных месторождений, позволяющие достаточно успешно

применять заводнение в условиях конкретных объектов.

Ниже излагаются результаты некоторых теоретических, экспериментальных и

промысловых исследований по проблеме повышения эффективности разработки

газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей и поддержания

работоспособности добывающих скважин путем воздействия на залежь

нагнетанием воды или путем регулирования отборов пластовых флюидов.

В.Н. Мартос проанализировал результаты использования заводнения при

разработке ряда отечественных и зарубежных нефтегазовых и

нефтегазоконденсатных месторождений [10, 26]. В отличие от газоконденсатных

месторождений, при этом важна последовательность отбора запасов

углеводородов, изначально представленных не только газовой фазой в

пластовых условиях, но и жидкой. Если запасы жидких углеводородов (нефти)

достаточно велики, то иногда именно эти углеводороды представляют основной

объект эксплуатации.

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском месторождении

было применено барьерное заводнение в 60-е годы. Нефтегазовая залежь Б1

тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим

восточным (1,5 — 2°) и крутым западным (до 40°) крыльями. Продуктивный

пласт залегает на глубинах 1000—1100 м. В разрезе насчитывается до шести

слоев мелко- и среднезернистых, неравномерно консолидированных песчаников,

различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и

алевролитами. Наиболее выдержаны по площади три верхних слоя, причем два из

них изолированы от остальной толщи глинистым пропластком толщиной от 1 до 6

м. Соответственно в продуктивном интервале выделяют верхнюю пачку Б},

включающую два первых песчаных слоя, и нижнюю Б,2, объединяющую остальные.

Начальное положение ВНК в обеих пачках было одинаковым, на абсолютной

отметке минус 913 м. ГНК занимал различное положение: в пачке Б| на отметке

минус 875 м, в пачке Б,2 — минус 860 м. Этаж нефтеносности составлял

соответственно 38 и 53 м, газоносности 69 и 50 м. Отношение объемов газовых

и нефтяных зон равнялось 1,2 и 0,2, причем 80 % всех запасов нефти было

сосредоточено в нижней пачке. Начальное пластовое давление составляло 10,4

МПа.

Нефть нафтенометановой природы характеризовалась в пластовых условиях

начальными вязкостью 4,5 мПа-с и плотностью 0,808 г/см3. Объемный пластовый

фактор нефти был равен 1,11, газонасыщенность нефти — 60 м3/т. Давление

насыщения было близко к начальному пластовому давлению.

Согласно первоначальному варианту, разработку залежи предполагали вести

путем отбора только нефти при консервации газовой шапки, поддерживая

давление нагнетанием воды за контур нефтеносности. На восточном крыле

структуры с основными запасами нефти пробурили три ряда эксплуатационных

скважин, сосредоточив их преимущественно в пределах чисто нефтяной зоны

пачки Б2. Чтобы избежать загазовывания нефтяной оторочки, скважины

центрального ряда предполагалось эксплуатировать при забойных давлениях не

ниже давления в газовой шапке.

В промышленную разработку залежь ввели в 1955 г., однако проектные

показатели не были выдержаны: закачка воды не компенсировала отборов нефти.

К 1960 г. пластовое давление снизилось на 1 МПа, начали загазовываться

скважины внутреннего ряда. Некоторые скважины с особенно высокими газовыми

факторами остановили и законсервировали. В этой ситуации специалисты

института "ВолгоградНИПИнефть" предложили наряду с законтурным применить

барьерное заводнение. Несмотря на неравномерность ряда «барьерных» скважин,

задержки в освоении и в темпах нагнетания воды, закачка воды в зону

нефтегазового контакта благоприятно повлияла на динамику отборов нефти и

нефтеотдачу. Согласно прогнозу, конечная нефтеотдача должна была составить

примерно 70 % от начальных запасов. В 1970 г. была введена в эксплуатацию

газовая шапка, что стало возможным благодаря барьерному заводнению.

Наблюдениями за скважинами внешнего и среднего рядов, которые испытывали

влияние барьерного заводнения, было установлено, что отсеченный водой газ

перемещается в глубь оторочки. По этой причине газовые факторы скважин

временно возрастали до нескольких тысяч м3/т. За газом двигался нефтяной

вал. После его подхода к скважинам газовые факторы резко снижались, а

дебиты скважин нередко превышали начальные величины. Геофизическими

исследованиями был установлен характер растекания воды на подошве пласта.

Возможно, на него повлияла не только гравитация, но и слоистая

неоднородность нижней пачки. Было также установлено, что продвижение воды в

газонасыщенную зону шло неравномерно: в нижней, более проницаемой пачке

фронт воды продвигался быстрее, нежели в верхней пачке.

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении

весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработки, поскольку

продемонстрировал реальные возможности повышения углеводородоотдачи

пластов.

Несомненный интерес представляет описанный В.Н. Мартосом опыт применения

барьерного заводнения при разработке крупной нефтегазо-конденсатной залежи

Страницы: 1, 2, 3