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