Разработка месторождений газоконденсатного типа

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8