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,|0.06 |[pic]|[pic]|[pic]|[pic] |[pic] |2.815 | | |0,5 | | | | | |2,249 | |млрд. м3 | | | | | | | | |Извлечение |0.02 |[pic]|[pic]|1.705|0.719 |U32Q3 |0.2155| |конден- |0,18 | | | |0,460 |0,200 | | |сата, млн. т | | | |1,900| | |0,0789| | | | | | | | | | |Среднегодовой |2 |15 |59. |т |145 |т |152 | |фонд |3 |49 |63 |118 |140 |155 |155 | |действующих | | | | | | | | |сква- | | | | | | | | |жин | | | | | | | | |Средний дебит |2Q |1100 |Јifl |532 |Ж |Д5 |7Q | |одной | | | | | | | | |скважины, тыс, |500 |528 |830 |— |— | |47 | |м3 | | | | | | | | |сут | | | | | | | | |Коэффициент эк- |— |0.87 |0.969|0.983|U282 |0.917 |0.694 | | | | | | | | | | |сплуатации | |0,85 |0,95 |— |— |— |0,850 | |скважин | | | | | | | | |Коэффициент ис- |— |0.62 |0.69 |0.840|0.866 |0.848 | | | | | | | | | | | |пользования | |— |— |— |— |— |— | |фонда | | | | | | | | |скважин | | | | | | | | |Примечание. В числителе фактические показатели, в знаменателе — | |проектные. |
[pic]
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
