На основании приведенной методики произвели расчеты продвижения воды в газонасыщенную часть залежи, а также текущего объемного коэф­фициента охвата. Кроме того, с помощью метода материального баланса рассчитали показатели добычи газа и конденсата для различных способов разработки месторождения. В указанных расчетах были сделаны следую­щие допущения.

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13