| |||||
МЕНЮ
| Разработка месторождений газоконденсатного типаДинамика 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 |
ИНТЕРЕСНОЕ | |||
|