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 | |Алканы | |Показатели |метан|этан |пропа|изобу|норма|норма| | | | |н |тан |льный|льный| | | | | | | | | | | | | | |бутан|пента| | | | | | | |н | |Химическая |16,04|30,07|С3Н, |CQ |л-С4Н|«-С5Н| |формула | | |44,09|4Г) |,„ |, | |Молекулярная | | | |JO,lЈ|58,12|72,15| |масса | | | |i | | | |Температура |-161,|-88,6|-42,2|-10,1|-0,5 |+ | |кипения при |3 | | | | |36,2 | |давлении 0, 1 | | | | | | | |МПа, °С | | | | | | | |Критические | | | | | | | |параметры: | | | | | | | |температура, К |190,8|305,3|369,9|408,1|425,2|469,7| | | | | | | | | |давление, МПа |4,63 |4,87 |4,25 |3,65 |3,80 |3,37 | |плотность, кг/м3 |163,5|204,5|218,5|221,0|226,1|227,8| | | | | | | | | |Теплота испарения|570 |490 |427 |352 |394 |341 | |при | | | | | | | |давлении 0,1 МПа,| | | | | | | |кДж/кг | | | | | | |
Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИГАЗа в свое время предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С2 —С4, или, напротив, содержание последней ниже "среднего". Во ВНИИГАЗе автором с сотрудниками исследована зависимость растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С2 —С4. Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние. Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в газо-конденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пласта при прочих равных условиях.
В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газо-конденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [48, 49, 53, 45]. Сущность воздействия заключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы ретроградного углеводородного конденсата.
Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы. Эти методы позволяют как повышать на 10 — 20 % продуктивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10—15 % ретроградного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных углеводородов в массообменных процессах) установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.
В развитие изложенных идей и на базе накопленного опыта изучения роли промежуточных углеводородов в конденсатоотдаче пласта было осуществлено физическое моделирование процессов разработки ГКМ, пластовая смесь которых содержит разное количество этан-пропан-бутановой фракции. Все исследования можно разделить на два этапа. На первом из них были проведены два эксперимента по истощению гипотетической модельной ГКС в сосуде PVT- соотношений. В первом опыте система, состав и основные параметры которой приведены в табл. 1.23, содержала промежуточные компоненты С3, С4. Во втором опыте данные углеводороды в исходной ГКС отсутствовали, их долю в составе смеси восполнили метаном (табл. 3). Истощение ГКС как в первом, так и во втором случае проводилось от давления рпл = 25 МПа при температуре 80 °С, что вполне типично для среднестатистического состояния газоконденсатного объекта. Ограничение максимального темпа падения пластового давления в опытах обеспечивало равновесный межфазный массообмен.
Результаты экспериментов наглядно демонстрируют роль промежуточных углеводородов в удерживании компонентов С5+ в газовой фазе на начальной стадии отбора пластовой ГКС .
Однако дальнейшее снижение давления приводит к тому, что уже при рш = 14 МПа происходит инверсия зависимостей. Более значительное накопление ретроградных углеводородов С5+ в начале истощения во втором эксперименте обеспечило больший потенциал для их последующего перехода в газовую фазу при вступлении системы в область прямого испарения, причем данное явление нашло свое проявление не только в количественном отношении, но и в качественном.
Следует иметь в виду возможное влияние ретроградного конденсата в жидкой фазе ГКС как на величину рмк, так и на интенсивность прямого перехода жидких компонентов в газовую фазу. Безусловную роль в рассматриваемых явлениях играют также качественные характеристики фракции С5+, отличающейся намеренно упрощенным составом и невысокой молекулярной массой, и фракции промежуточных углеводородов, не имеющей в своем составе этана.
Рассматриваемые экспериментальные данные были соотнесены с результатами соответствующих термодинамических расчетов (рис. 1.36), позволивших дополнительно продемонстрировать роль пропан-бутановой фракции в межфазных массообменных процессах при истощении ГКС. Для расчетов было взято три варианта состава исходной ГКС (табл. ), первые два из которых полностью аналогичны уже приводившимся модельным системам (см. табл. ).
Из рис. 1.36 видно, что потери конденсата на начальной стадии отбора пластовой смеси при "недостаточном" содержании компонентов С3 —С4 в исходной ГКС возрастают пропорционально площади между кривыми, соответствующими '"менее благоприятным" и "более благоприятным" с точки зрения присутствия С3 —С4 условиям эксперимента. Рассмотрение графических зависимостей, построенных на основании аналитических расчетов, позволило выявить более четкую, по сравнению с экспериментальными данными, зависимость рнк фракции С5+от величины пластового давления. Следует отметить достаточно хорошее совпадение экспериментальных результатов с расчетными данными.
Таким образом, исследования ВНИИГАЗа показали, что для повышения конденсатоотдачи пласта при разработке газоконденсатных месторождений возможно использование сайклинг-процесса не только в его "классических" вариантах. Предложенные новые варианты частичного поддержания пластового давления с учетом состава пластовой смеси предусматривают нагнетание газа на той стадии истощения объекта, когда природное количество этан-пропан- бутановой фракции в смеси обеспечивает повышенное содержание конденсата (фракции С5+) в равновесной газовой фазе. Если природного количества С2 —С4 недостаточно, возможно до нагнетания сухого газа создание в истощенном пласте оторочки из газа, обогащенного этими компонентами. По существу, речь идет об оптимизации частичного сайклинг-процесса. На такой способ разработки газоконденсатных месторождений автором и группой специалистов получен патент [45].
Поддержание давления путем нагнетания воды
Одним из возможных способов повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений могло бы быть заводнение продуктивных пластов по аналогии с нефтяными и газовыми залежами. Однако применительно к газоконденсатным залежам этот способ воздействия далеко не универсален и требует специального рассмотрения с учетом особенностей конкретного продуктивного пласта. Одной из наиболее важных геолого-промысловых характеристик залежи является глубина ее залегания. Для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей она варьирует от менее 1000 до 6000 м и более. При небольших отступлениях обычно выдерживается прямая зависимость начального пластового давления, начального содержания конденсата в газе и обратная зависимость пористости, а также проницаемости от глубины залегания продуктивных отложений. Серьезной проблемой является эксплуатация скважин на месторождении при наличии в их продукции значительного количества свободной жидкости (углеводородного конденсата, нефти, воды). Особенно усугубляется эта проблема при больших глубинах залегания объекта разработки, поскольку отечественные газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения эксплуатируются, за редким исключением, на режиме использования только естественной энергии пласта и на определенной стадии отбора запасов углеводородов снизившееся забойное давление не обеспечивает вынос жидкости на поверхность, дебит скважины падает, и в конце концов скважина может остановиться.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
