Разработка месторождений газоконденсатного типа

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 |

| | | |н |тан |льный|льный|

| | | | | | | |

| | | | | | |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 |

|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 | | | | | | |

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7

МЕНЮ

Разработка месторождений газоконденсатного типа

ИНТЕРЕСНОЕ