Разработка месторождений газоконденсатного типа

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

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7