Разработка месторождений газоконденсатного типа (gaz)

Посмотреть архив целиком

Месторождения газоконденсатного типа.

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабаты­ваются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компо­нентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэто­му режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оцени­вать как способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные залежи в их начальном — на момент открытия — со­стоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающи­ми обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с отно­сительно низкими (8—10) и очень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газо­конденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30 — 60 МПа. В отечественной газопромысловой практике раз­работка газоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторож­дения, как и при разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуата­ции; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий пери­од. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае прихо­дится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводо­родные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давле­ния начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), на­много меньшей порога гидродинамической подвижности (40 — 60 %).

Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истоще­ния сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщенном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15 —20 МПа) состав отбираемой из пласта продукции сква­жин изменяется практически таким же образом, как при контактной кон­денсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что снижение давления в системе проводится путем изотермического увеличения объема системы. Этот про­цесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводород­ных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в га­зопромысловой практике не встречается, но иногда используется при исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высо­кой степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых давлений.

Г.С. Степанова и В.Н. Шустеф подробно изучали особенности процес­са дифференциальной конденсации вуктыльской пластовой смеси, выпол­няя одновременно для сравнения расчеты по контактной конденсации [47]. По данным этих исследователей, граничное давление, ниже которого рас­четные составы газовой фазы для дифференциального и для контактного процессов несколько различаются, равно приблизительно 20 Мпа.

В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмо­треть эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европей­ской части России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Склад­ка располагается в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Запад­ное крыло складки крутое (до 70 —90°), свод узкий гребневидный; в при-осевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток под углом 65 — 70°. Амплитуда вертикального смещения около 600м. Вос­точное крыло складки относительно пологое (20 — 25°).

В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские, ка­менноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертич­ными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь при­урочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторич­ным доломитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около 800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрыш­кой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5 — 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от 10-15 10-16 до (4 — 8)10-12 м3 . Залежь массив­ная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли ре­зервуара 2100—3300м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим на­чальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см3, содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; наф­теновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см3), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.

Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5 млрд. м3, конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давле­ние 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3.

Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968г. Генеральный план расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Буре­ние эксплуатационных скважин было начато в 1968г. Залежь разбурива­лась без отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточ­нений, связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек вза­мен ликвидированных скважин.

Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть — в контрольно-наблюдательные и одну — в пьезометрические.

Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в кото­ром сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный ку­пол введен в разработку в 1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовым трубам и затрубному пространству и при максимально допустимых депрессиях, составляющих от 6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот период был очень большой — от 200 до 2000 тыс. м3/сут. По 15 скважинам среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3/сут, по 40 скважинам от 500 до 1000 тыс. м3/сут.

Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторож­дения, для наблюдения за поведением пластового давления по залежи ре­зультаты всех замеров приводили к средневзвешенной по запасам плоско­сти с отметкой минус 3025 м. Распределение давления по скважинам до на­чала разработки месторождения определялось положением скважин на структуре и отметкой вскрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на средневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.

Эксплуатационное бурение позволило к началу 80-х годов довести фонд действующих скважин до полутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение отставало от проектных объемов отбора газа, скважины работали с относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на мес­торождении были достигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С 1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ

Показатель


Год разработки


1968

1970


1975


1980


1985


1990


1995


Извлечение газа,

млрд. м3


0.06

0,5









2.815

2,249


Извлечение конден-

сата, млн. т


0.02

0,18




1.705

1,900


0.719

0,460


U32Q3

0,200


0.2155

0,0789


Среднегодовой фонд

действующих сква-


2

3


15

49


59.

63


т

118


145

140


т

155


152

155


жин
















Средний дебит одной


2Q


1100


£ifl


532


Ж


Д5


7Q


скважины, тыс, м3


500


528


830






47


сут
















Коэффициент эк-



0.87


0.969


0.983


U282


0.917


0.694


сплуатации скважин




0,85


0,95





0,850


Коэффициент ис-



0.62


0.69


0.840


0.866


0.848




пользования фонда










скважин
















Примечание. В числителе фактические показатели, в знаменателе — проектные.




1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995

Годы

Рис. 1.28. Динамика некоторых технологических показателей при разработке Вуктыльского НГКМ:

/ — накопленная добыча газа, млрд. м3; 2 — то же конденсата, млн. т; 3 — средневзвешенное пластовое давление, МПа. Вертикальной штриховкой обозначен период максимальных годо­вых отборов конденсата, горизонтальной — газа

Освоение запасов углеводородов такого сложного глубокозалегающего месторождения, как Вуктыльское, с высоким начальным пластовым давле­нием, значительным содержанием конденсата в пластовой смеси, большим этажом газоносности, низкопроницаемыми трещиноватыми коллекторами потребовало постановки целого ряда новых технико-технологических за­дач. В проектах ОПЭ и разработки месторождения были обоснованы, а затем, с конца 60-х годов, реализованы на практике следующие решения:

разработка продуктивного пласта большой толщины (до 1500м) одной сеткой скважин;

отбор запасов в зонах повышенной продуктивности скважинами уве­личенного диаметра (219 мм);

центральная расстановка скважин;

высокая подвеска лифтовой колонны;

транспорт нестабильного конденсата в однофазном состоянии на большие расстояния до перерабатывающего завода.

В условиях карбонатных коллекторов большой толщины были отра­ботаны двухэтапная солянокислотная обработка скважин; .методы их вскрытия, освоения и глушения.

Разработка газоконденсатных залежей, приуроченных к низкопрони­цаемым коллекторам (на Вуктыле средняя проницаемость около 1014м2), — одна из наиболее сложных газопромысловых проблем. Особенно острой она становится после вступления месторождения в завершающую стадию эксплуатации, когда энергетические возможности пласта в основном уже исчерпаны.

Несмотря на все принятые меры, включая использование перечислен­ных выше прогрессивных технико-технологических решений, к концу разработки Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах этого объекта добычи газа и газового конденсата остаточные запасы газа составят несколько десятков миллиардов кубометров (порядка 10 % от начальных запасов), жидких углеводородов — около 100 млн. т (порядка 70% начальных запасов).

Известно, что в условиях низкопроницаемых коллекторов иногда не­возможно отобрать с достаточной полнотой не только жидкие углеводоро­ды, но и газ из-за резкого снижения фазовых проницаемостей при выпа­дении ретроградного конденсата в призабойных зонах скважины. Именно это обстоятельство побудило специалистов отказаться от разработки на режиме истощения месторождения Нокс-Бромайд: лабораторные исследо­вания показали, что такой режим позволит отобрать лишь небольшую часть от запасов не только конденсата, но и газа (газоотдача не превысит 13%).

С целью изучения особенностей отбора газоконденсатной смеси из пласта, характеризующегося низкими коллекторскими свойствами, авто­ром совместно с сотрудниками была реализована специальная исследова­тельская программа.

Предпринятые широкомасштабные экспериментальные исследования процесса испарения выпавшего конденсата при реализации режима исто­щения газоконденсатной системы в диапазоне давлений от р = р1 > рнк до р = р2 = 1 МПа впервые позволяют подвергнуть анализу результаты опы­тов, в которых процесс проводился до состояния глубокого истощения системы, причем проницаемости физических моделей пласта существенно различались. Использовали две модели длиной 1,002м, диаметром 0,387м и с одинаковой пористостью — 24,8 %. В одних случаях модели пласта со­держали связанную воду, в других были сухими (по воде)

Эксперименты проводились применительно к условиям последне­го этапа завершающей стадии разработки Вуктыльского НГКМ (Тпл=62 0С = const). Были сформулированы следующие исследовательские задачи.

1. Определение области давлений максимальной конденсации (то есть начала процесса нормального испарения) компонентов пластовой углеводо­родной смеси путем моделирования режима разработки залежи на исто­щение с использованием модельной газоконденсатной системы (ГКС), фи­зических моделей пласта и сосуда PVT-соотношений. Решение этой задачи необходимо для определения диапазона пластовых давлений, при кото­рых можно ожидать проявления эффекта нормального испарения ГКС в условиях Вуктыльского НГКМ.

2. Исследование процесса нормального испарения выпавшего конден­сата в пористых средах с различными проницаемостью и водонасыщенностью. Решение этой задачи необходимо для оценки зависимости интенсив­ности испарения компонентов выпавшего конденсата от таких параметров пласта-коллектора, как проницаемость и водонасыщенность, что сущест­венно при доразработке истощенной газоконденсатной залежи.






Таблица 2

Эксперименты по испарению выпавшего конденсата

Номер эк­сперимента


Номер модели пласта


Проницаемость, 10-15м2


Водонасыщен-ность, %


2 3 За 36 4


Бомба PVT КД-2-3 КД-6-7 КД-2-3 КД-6-7 КД-2-3 КД-6-7


64 9,1 64 9,1 64 9,1


0 0 10 30 30 10



В качестве модели пластовой ГКС использованы во всех случаях мно­гокомпонентные смеси алкановых углеводородов, близкие по своим физи­ко-химическим свойствам к пластовой смеси исходного (до начала разра­ботки) состава Вуктыльского НГКМ, имеющей следующие характеристики: содержание С1 - 79,1; С2 - 8,8; С3 - 3,9; С4 - 1,8; С5+ - 6,4,% (молярная доля); молекулярная масса С5+ приблизительно 115 г/моль; кон-денсатогазовый фактор около 330 г/м3; давление начала конденсации около 25 МПа; давление максимальной конденсации 6 ± 1 МПа.

Изучение процессов фильтрации модельной ГКС на режиме истоще­ния, а также создание водонасыщенности физических моделей пласта про­водились по разработанной во ВНИИГАЗе методике с использованием со­ответствующей экспериментальной установки [5].

Результаты исследований обрабатывали с помощью ЭВМ и специально разработанной программы расчетов всех рассматриваемых при моделиро­вании параметров.

Для удобного (в рамках данной работы) анализа результатов исследо­ваний выполненные эксперименты сгруппировали в следующие серии (см. табл. 1.18):

исследование влияния проницаемости "сухой" (без связанной воды) пористой среды на компонентоотдачу (эксперименты 2, 2а, 3);

то же для пористой среды, содержащей 10 % от объема пор связанной воды (опыты За, 4а);

то же для пористой среды, содержащей 30 % от объема пор связанной воды (эксперименты 4, 3b).

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемого газокон-денсатного пласта, пористая среда которого является "сухой", то есть не содержит связанную воду. Данный случай имеет не только теоретическое, но и практическое значение, поскольку содержание связанной воды во многих газоконденсатных залежах весьма незначительно (единицы процен­тов объема пор). Целесообразность проведения экспериментов без связан­ной воды, обусловлена также необходимостью оценить влияние пористой среды на массообменные процессы при сравнении результатов с данными, полученными на бомбе PVT.

На рис.2—7 представлены отдельные результаты сравнения ди­намики состава продукции истощаемого пласта и некоторых параметров добываемой смеси для моделей пласта с различной проницаемостью (сосуд PVT-соотношений можно условно рассматривать как образец пористой среды с весьма высокой проницаемостью, например, 10-1010-11м2). Из сравнения графиков следует, что с уменьшением проницаемости от 10-1010-11 м2 (эксперимент №2) до 64.10-15м2 (№ 2а) и далее до 9,1-10-15 м2 (№3) происходит снижение давления максимальной конденсации компонентов пластовой смеси. Особенно это проявилось у низкомолекулярных компо­нентов.

Для исследования типичных, но сравнительно "легких" газоконденсат­ных смесей (молекулярная масса фракции С5+ в смеси исходного состава равна 115 г/моль) наблюдается интенсивный рост содержания в продукции компонентов С2+ после снижения пластового давления ниже давления мак­симальной конденсации, причем вне зависимости от испарения конденсатогазовый фактор продукции после снижения давления ниже давления максимальной конденсации вновь возрастает (рис. 4), достигая вдвое больших, чем при давлении максимальной конденсации, значений к кон­цу отбора пластовой смеси (p=1 МПа). КГФ растет за счет компонентов С5 и С7; декан (С10) практически не испаряется. При этом молекулярная масса фракции С5+ почти монотонно снижается во всей области давлений, от pрнк до р =1 МПа (рис. 5).


C2-4 % (Молярная доля)

Рис.2.



Зависимость содержания фракции С2-4 в равновесной газовой фазе от «пластового» давления:

1 – сосуд PVT-соотношений; пористая среда без связной воды с проницаемостью:

2 – 64·10-15 м2

3 – 9,1·10-15 м2

Если поведение кривой "содержание фракции С2-4 , % как функции пластового давления" аналогично поведению соответствующей кривой для фракции С5+ (график КГФ), то и зависимость молекулярной массы фрак­ции С2-4 также аналогична этим двум кривым; в области давлений ниже давления максимальной конденсации молекулярная масса С2-4 вновь увели­чивается, в отличие от этого параметра для стабильного конденсата.

Сопоставление результатов экспериментов на физических моделях пласта с бомбовыми данными показывает, что пористая среда в обследо­ванном диапазоне не препятствует процессу нормального испарения вы­павшего конденсата, хотя некоторые детали массообменных процессов в пустотелом сосуде PVT-соотношений и в пористой среде, естественно, раз­личаются. Так, представляет интерес область давлений от 8—10 до 13 — 15 МПа (рис. 5, 6). Здесь заметно нарушается монотонный характер уменьшения молекулярной массы стабильного конденсата (фракция С5+), что обусловливается вступлением в область максимальной конденсации фракции промежуточных углеводородов (см. рис.2). По-видимому, сме­щение равновесия для этих углеводородов в сторону (нормального) испаре­ния оказывает влияние на конденсацию легкой части фракции С5+, близ­кой по химическому составу к промежуточным углеводородам: конденса­ция С5+ заметно затормаживается, причем более заметно в пористой среде с меньшей проницаемостью, по сравнению с сосудом PVT-соотношений (см. рис. 6).


Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемых газоконденсатных пластов, различающихся коллекторскими свойствами (прони­цаемостью), пористая среда которых содержала связанную воду в количе­стве 10% объема пор (см. табл. 1.29). В данном случае сосуд PVT не рас­сматривается, сравниваются лишь эксперименты с частично водонасыщенными пористыми средами, различающимися проницаемостью (64-10 -15м2эксперимент №3а; 9,1-10 -15 м2 — эксперимент №4а).

Анализ результатов показал, что зависимости состава продукции и ее параметров от давления близки к тем, что характеризуют процесс истоще­ния сухой пористой среды. Известно, что связанная вода, как правило, за­нимает наиболее мелкие поры, "выключая" их таким образом из процесса фильтрации и ухудшая сорбционные свойства коллектора. Поэтому при­сутствие воды в определенной степени сгладило различия между пористы­ми средами с большей и меньшей проницаемостями. Тем не менее и в этом случае для более проницаемой пористой среды зависимость содержания, в частности, углеводородов С2-4 в продукции от текущего давления в "пласте" расположена несколько выше (рис. 7).

Графики зависимости молекулярных масс фракций от текущего плас­тового давления также аналогичны тем, что получены на "сухих" пористых средах.













Результаты экспериментов 4 и 36 (см. табл. 2), выполненных на тех же моделях пласта, но при более высоком содержании связанной воды в их пористых средах (30 % объема пор), в данной работе не приведены, так как они в значительной мере аналогичны результатам исследований на "сухих" моделях.

Повышенное содержание связанной воды лишь еще больше сглажива­ет различия между пористыми средами с большей и меньшей проницаемостями.

Таким образом, анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы.

Процесс глубокого истощения газоконденсатной системы типа вуктыльской до давления порядка 1 МПа, моделируемый как в сосуде PVT-соотношений, так и в пористых средах с различной проницаемостью и водонасыщенностью, начиная с давления максимальной конденсации (т. е. при р =• 5 — 7 МПа), характеризуется наличием области нормального испа­рения для компонентов от С5 до С8 — С9.

Компоненты жидкой фазы пластовой смеси в процесс нормального испарения вовлекаются тем активнее, чем ниже их молекулярная масса.


Случайные файлы

Файл
46635.rtf
kursovik.doc
58659.rtf
151039.rtf
18592-1.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.