Реферат: Разработка месторождений газоконденсатного типа

Месторождения газоконденсатного типа.

В отличие от чисто газовыхместорождений газоконденсатные разрабаты­ваются для получения не только газа,но и высокомолекулярных компо­нентов — газового конденсата, ценнейшего сырьянефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевымсырьем. Поэто­му режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оцени­ватькак способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные залежи в ихначальном — на момент открытия — со­стоянии характеризуются высокими пластовымидавлениями, достигающи­ми обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаютсязалежи с отно­сительно низкими (8—10) иочень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями.Основные запасы углеводородов в залежах газо­конденсатного типа приурочены кобъектам с начальными пластовыми давлениями30 — 60 МПа. В отечественной газопромысловой практике раз­работкагазоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режимеиспользования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения»)требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительноумеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработкигазоконденсатного месторож­дения, как и при разработке чисто газового,происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения ипробной эксплуата­ции; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающийпери­од. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае прихо­дитсяиметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано сявлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижениипластового давления. Высокомолекулярные углеводо­родные компоненты смеси послеснижения давления в залежи ниже давле­ния начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу,которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработкиместорождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), на­много меньшей порога гидродинамическойподвижности (40 — 60 %).

Отбор углеводородов изгазоконденсатного пласта на режиме истоще­ния сопровождается массообменнымиявлениями в углеводороднасыщенном поровом пространстве коллектора, которыесоответствуют процессу дифференциальнойконденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15 —20 МПа)состав отбираемой из пласта продукции сква­жин изменяется практически таким жеобразом, как при контактной кон­денсации смеси. Процесс контактной конденсацииотличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что снижение давленияв системе проводится путем изотермического увеличения объема системы. Этот про­цессисследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесьиндивидуальных углеводород­ных компонентов, либо на сосуде фазовыхравновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактнойконденсации в га­зопромысловой практике не встречается, но иногда используетсяпри исследовании межфазного массообмена в силу простотыи достаточно высо­кой степени соответствия пластовым явлениям, особенно дляповышенных пластовых давлений.

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

Вкачестве примера разработки на режиме истощения можно рассмо­треть эксплуатациюзапасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Историяразработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине60-х годов крупнейших в европей­ской частиРоссии залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатныхотложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км2 иамплитудой свыше 1500м (по подошве ангидритовой пачки кунгурскогояруса). Склад­ка располагается в осевой части Верхнепечорской впадиныПредуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция).Запад­ное крыло складки крутое (до 70 —90°), свод узкий гребневидный; впри-осевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток подуглом 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, перекрытыечетвертич­ными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь при­уроченак органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторич­ным доломитамвизейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитовверхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса,являющейся хорошей покрыш­кой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5— 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от10-15— 10-16 до (4 — 8)10-12<sup/>м3. Залежь массив­ная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубиназалегания кровли ре­зервуара 2100—3300м.Имеется нефтяная оторочка.

Пластоваягазоконденсатная смесь характеризовалась следующим на­чальным усредненнымсоставом, % (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 около0,745 г/см3, содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; наф­теновых17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2%парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефтьнефтяной 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 запасыгаза на Вуктыльском месторождении составляли 429,5млрд. м3, конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристикапластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовоедавле­ние 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовыйфактор 360 г/см3.

Разработка Вуктыльского НГКМ быланачата в 1968г. Генеральный план расстановки скважин на месторожденииформировался в соответствии с принципами,обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Буре­ние эксплуатационных скважинбыло начато в 1968г. Залежь разбурива­лась без отступлений от генеральногоплана, не считая необходимых уточ­нений, связанных с рельефом местности ивыдачей резервных точек вза­менликвидированных скважин.

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

Темпыввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемыдобычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первыечетыре года разрабатывался только северный купол, в кото­ром сосредоточенаосновная доля запасов газа и конденсата. Южный ку­пол введен в разработку в1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне.При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовымтрубам 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 былболее 1000 тыс. м3/сут, по 40скважинам от 500 до 1000 тыс. м3/сут.

Учитывая большойэтаж газоносности и сложное строение месторож­дения, для наблюдения за поведениемпластового давления по залежи ре­зультаты всех замеров приводили ксредневзвешенной по запасам плоско­сти с отметкой минус 3025 м. Распределениедавления по скважинам до на­чала разработки месторождения определялосьположением скважин на структуре и отметкой вскрытых интервалов. Среднееначальное пластовое давление насредневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.

Эксплуатационноебурение позволило к началу 80-х годов довести фонд действующих скважин дополутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение отставало от проектных объемовотбора газа, скважины работали с относительно большими депрессиями. К этомупериоду времени на мес­торождении былидостигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показателей разработкиВуктыльского 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 19771980 1983 1986 1989 1992  1995

Годы

Рис. 1.28. Динамиканекоторых технологических показателей при разработке Вуктыльского НГКМ:

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

Освоение запасов углеводородов такого сложногоглубокозалегающего месторождения, какВуктыльское, с высоким начальным пластовым давле­нием, значительным содержаниемконденсата в пластовой смеси, большим этажом газоносности, низкопроницаемымитрещиноватыми коллекторами потребовало постановки целого ряда новыхтехнико-технологических за­дач. В проектах ОПЭ и разработки месторождения былиобоснованы, а затем, с конца 60-х годов, реализованы на практике следующиерешения:

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

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

центральнаярасстановка скважин;

высокая подвеска лифтовойколонны;

транспортнестабильного конденсата в однофазном состоянии на большие расстояния до перерабатывающего завода.

В условияхкарбонатных коллекторов большой толщины были отра­ботаны двухэтапнаясолянокислотная обработка скважин;.методы их вскрытия,освоения и глушения.

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

Несмотря на все принятые меры,включая использование перечислен­ных вышепрогрессивных технико-технологических решений, к концу разработкиВуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах этого объекта добычигаза и газового конденсата остаточные запасы газа составят несколько десятковмиллиардов 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 достаточнойполнотой не только жидкие углеводоро­ды, но игаз из-за резкого снижения фазовых проницаемостей при выпа­дении ретроградногоконденсата в призабойных зонах скважины. Именно это обстоятельство побудилоспециалистов отказаться от разработки на режимеистощения месторождения Нокс-Бромайд: лабораторные исследо­ванияпоказали, что такой режим позволит отобрать лишь небольшую часть от запасов нетолько конденсата, но и газа (газоотдача не превысит 13%).

С целью изученияособенностей отбора газоконденсатной смеси из пласта,характеризующегося низкими коллекторскими свойствами, авто­ром совместно с сотрудниками былареализована специальная исследова­тельскаяпрограмма.

Предпринятые широкомасштабные экспериментальныеисследования процесса испарения выпавшегоконденсата при реализации режима исто­щениягазоконденсатной системы в диапазоне давлений от р = р1 >рнкдо р = р2 = 1 МПа впервые позволяют подвергнуть анализу результатыопы­тов, в которых процесс проводился до состояния глубокого истощения системы, причем проницаемости физических моделейпласта существенно различались.Использовали две модели длиной 1,002м, диаметром 0,387м и с одинаковой пористостью — 24,8 %. В однихслучаях модели пласта со­держалисвязанную 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 смесипутем моделирования режима разработки залежи на исто­щение с использованием модельной газоконденсатной системы (ГКС), фи­зическихмоделей пласта и сосуда PVT-соотношений. Решение этой задачи необходимо для определения диапазона пластовых давлений, при кото­рыхможно ожидать проявления эффекта нормального испарения ГКС в условиях Вуктыльского НГКМ.

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

Таблица 2

Эксперименты по испарению выпавшегоконденсата

Номер эк­сперимента Номер модели пласта

Проницаемость, 10-15м2

Водонасыщен-ность, % 2 2а 3 За 36 4 4а 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 всехслучаях мно­гокомпонентныесмеси алкановых углеводородов, близкие по своим физи­ко-химическим свойствам к пластовойсмеси 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 водонасыщенностифизических моделей пласта про­водились по разработанной во ВНИИГАЗе методике с использованием со­ответствующей экспериментальнойустановки [5].

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

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

исследование влияния проницаемости «сухой» (безсвязанной воды) пористой среды на компонентоотдачу (эксперименты 2, 2а, 3);

то же для пористой среды, содержащей 10 % от объема порсвязанной воды (опытыЗа, 4а);

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

Рассмотрим особенности углеводородоотдачи истощаемогогазокон-денсатного пласта, пористая средакоторого является «сухой», то есть не содержит связанную воду. Данный случай имеет не только теоретическое, нои практическое значение, поскольку содержание связанной воды во многих газоконденсатных залежах весьманезначительно (единицы процен­товобъема пор). Целесообразность проведения экспериментов без связан­ной воды, обусловлена также необходимостью оценитьвлияние пористой среды намассообменные процессы при сравнении результатов с данными, полученными на бомбе PVT.

На рис.2—7 представлены отдельные результаты сравнения ди­намики состава продукции истощаемого пласта и некоторыхпараметров добываемой смеси для моделейпласта с различной проницаемостью (сосуд PVT-соотношений можноусловно рассматривать как образец пористой средыс весьма высокой проницаемостью, например, 10-10—10-11м2).Из сравнения графиков следует, что суменьшением проницаемости от 10-10 — 10-11 м2 (эксперимент №2) до 64.10-15м2(№ 2а) и далее до     9,1-10-15 м2 (№3) происходит снижение давления максимальнойконденсации компонентов пластовойсмеси. Особенно это проявилось у низкомолекулярных компо­нентов.

Дляисследования типичных, но сравнительно «легких» газоконденсат­ных смесей (молекулярная массафракции С5+ в смеси исходного состава равна 115 г/моль) наблюдается интенсивный ростсодержания в продукции компонентовС2+ после снижения пластового давления ниже давления мак­симальной конденсации, причем внезависимости от испаренияконденсатогазовый факторпродукции 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 засчет компонентов С5 и С7;декан (С10) практически не испаряется. При этом молекулярная масса фракции С5+ почти монотонноснижается во всей области давлений, от pрнк до р =1 МПа(рис. 5).

                  C2-4 % (Молярная доля)

Рис.2.

/>

Зависимость содержания фракцииС2-4 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, % какфункции пластовогодавления» аналогично поведению соответствующей кривой для фракции С5+ (график КГФ),то и зависимость молекулярной массы фрак­ции С2-4 также аналогична этим двум кривым; вобласти давлений ниже давлениямаксимальной конденсации молекулярная масса С2-4  вновь увели­чивается, в отличие от этогопараметра для стабильного конденсата.

Сопоставлениерезультатов экспериментов на физических моделях пласта с бомбовыми данными показывает, что пористаясреда в обследо­ванном диапазоне не препятствует процессу нормального испарениявы­павшего конденсата, хотя некоторые деталимассообменных процессов в пустотелом сосуде PVT-соотношений и впористой среде, естественно, раз­личаются.Так, представляет интерес область давлений от 8—10 до 13 — 15 МПа (рис. 5, 6). Здесь заметно нарушаетсямонотонный характер уменьшениямолекулярной массы стабильного конденсата (фракция С5+), что обусловливается вступлением вобласть максимальной конденсации фракции промежуточных углеводородов (см. рис.2). По-видимому, сме­щение равновесия для этихуглеводородов в сторону (нормального) испаре­ния оказывает влияние на конденсацию легкой частифракции С5+, близ­кой по химическому составу к промежуточным углеводородам: конденса­цияС5+ 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, различающихсяколлекторскими 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 лишьэксперименты с частично водонасыщенными пористыми средами, различающимися проницаемостью (64-10 -15м2— эксперимент №3а; 9,1-10 -15 м2 — эксперимент №4а).

Анализ результатов показал, что зависимости составапродукции и ее параметровот 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 изпроцесса фильтрации и ухудшая сорбционные свойства коллектора. Поэтому при­сутствие воды в определенной степенисгладило различия между пористы­ми средами сбольшей и меньшей проницаемостями. Тем не менее и в этом случае для более проницаемой пористой среды зависимость содержания, в частности, углеводородов С2-4 в продукцииот текущего давления в «пласте»расположена несколько выше (рис. 7).

Графикизависимости молекулярных масс фракций от текущего плас­тового давления такжеаналогичны тем, что получены на «сухих» пористых средах.

/>

Результатыэкспериментов 4 и 36 (см. табл. 2), выполненных на тех же моделях пласта, нопри более высоком содержании связанной воды в их пористых средах (30 % объемапор), в данной работе не приведены, так как они в значительной мере аналогичнырезультатам исследований на «сухих»моделях.

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

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

Процессглубокого истощения газоконденсатной системы типа вуктыльской до давленияпорядка 1 МПа, моделируемый как в сосуде PVT-соотношений, так и впористых средах с различной проницаемостью и водонасыщенностью, начиная сдавления максимальной конденсации (т. е. прир =• 5 — 7 МПа), характеризуется наличием области нормального испа­рения для компонентов от С5 до С8— С9.

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