Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

газа для анализа компонентного состава и определения величины равновес-

ного содержания конденсата в пластовой газовой фазе. В первой серии

опытов закачку и отбор газа производили через один и тот же торец мо-

дели, во второй серии — через разные торцы. Молярная доля (%) компо-

нентов

в закачиваемом газе была следующей: С, —

95,86;

— 3,38; С

—

0,52; С

— 0,24. Результаты опытов представлены на рис. 2.31 и 2.32. Из

рисунков четко

следует,

что при давлениях от 5 до 10 МПа извлечение вы-

павшего конденсата с помощью прокачиваемого газа идет в очень низком

темпе, если сопоставлять отборы конденсата с его остаточными запасами

(см.

рис. 2.31, графики 2 и 3).

Следует

учитывать, однако, что эксплуатация истощенного ГКМ в ре-

жиме подземного хранилища газа может рассматриваться как метод по-

вышения

конденсатоотдачи конкретного месторождения, поскольку объем

прокачки

газа в этом

случае

практически не ограничен. Для осуществления

промышленных отборов остаточного конденсата необходимо решать зада-

чу достаточно полного извлечения тяжелых углеводородов (С

) из газа при

низком

содержании этих углеводородов в отбираемом газе и в условиях

относительно низких давлений на забое и

устье

скважин.

Экспериментальные и аналитические исследования Т.П. Жузе, С.Л. Зак-

са, Г.С. Степановой, В.В. Юшкина, а также газопромысловая практика

свидетельствуют о том, что на завершающей стадии разработки ГКМ со-

держание С

в добываемом газе составляет от 50 —70 до 10

—

30 % содер-

жания,

зафиксированного в период начала разработки месторождения. Аб-

солютные величины содержания фракции С

в добываемом газе при плас-

товых давлениях ниже 10—15 МПа колеблются от 30

—

50 до

80—100

г/м

т.е. являются относительно низкими. Вспомним, что на завершающей ста-

дии разработки большинства ГКМ добывается всего 3

—

5 % извлекаемых

запасов конденсата.

Анализ опубликованных работ показал, что, несмотря на выдвигавши-

еся

разными исследователями предложения о закачке в газоконденсатный

пласт как на начальной стадии, так и на завершающей стадии разработки

обогащенного промежуточными компонентами газа с целью повышения

конденсатоотдачи пласта, механизм и эффективность извлечения конденса-

та обогащенным газом на завершающей стадии разработки совсем не ис-

следованы.

С-.г/м'

С^.г/м'

Рис. 2.31.

Динамика

содержания

в про-

дукции

зависимости

от

количества

объемов

пор V

прокачанного

через

пласт

сухого

газа:

1, 2, 3 —

давление

соответственно

14,7; 9,8 и

5,9 МПа

• i

5 10

р,МП»

Рис. 2.32.

Содержание

продукции

Cj+ при

закачке

отборе

газа

через

разные

(кривая

1) и

одну

(кривая

"скважину"

151

В связи с этим под руководством автора выполнены эксперименталь-

ные

исследования фазовых равновесий, позволяющие оценить вклад филь-

трации

газовой фазы в процесс переноса конденсата при нагнетании в ис-

тощенный

газоконденсатный пласт газов, содержащих более 20 % (моляр-

ная

доля) промежуточных компонентов (С

+ С

). Методикой опыта

предусматривались следующие этапы, выполняемые последовательно:

подготовка в рабочей бомбе двухфазной газоконденсатной смеси;

подготовка во вспомогательной бомбе углеводородного газа заданного

состава;

изобарический

отбор части равновесной газовой фазы из рабочей

бомбы с контролем количества отбираемого газа и анализом его компо-

нентного

состава;

закачка

в рабочую бомбу углеводородного газа заданного состава объ-

емом, равным в пластовых условиях объему отобранной на предыдущем

этапе равновесной газовой фазы.

Два последних этапа повторяли в каждом опыте до получения задан-

ного накопленного объема закачанного углеводородного газа. В исходной

двухфазной газоконденсатной системе при заданных давлении 10 МПа и

температуре 62 °С равновесная газовая фаза составляла

0,875

± 0,01 общего

объема системы. Составы фаз исходной системы приведены в табл. 2.8. В

качестве нагнетаемых газов исследованы типичные газы дегазации сырого

конденсата, обогащенные в различной степени компонентами С

(табл.

2.9).

Таблица

2.8

Составы

(молярная

доля,

равновесных

газовой

жидкой

фаз

Компонент

С, + N

фракция (44 % С

+ 56 % С

)

фракция (С

)

III

фракция (С

)

IV фракция (С,

)

V фракция (С„)

В том числе С

Сумма

Примечание.

Конденсатогазовый

системы — 74,2 г/м

, молярная масса С

при

условиях

опыта

Фаза

газовая

84,21

8,76

3,59

1,44

1,42

0,48

0,09

0,01

—

2,00

100,0

жидкая

25,68

9,15

7,17

5,61

11,58

16,07

12,24

7,24

5,26

52,39

100,0

фактор (КГФ) газовой фазы

в газовой фазе — 87 5 г/моль.

Таблица

2.9

Состав

закачиваемых

газов

Номер

опыта

Молярная

доля, %

с,

81,1

74,80

75,54

64,82

12,07

12,20

11,20

9,21

5,51

10,20

5,60

9,83

с,

1,11

2,60

7,41

15,96

0,20

0,23

0,18

+ С

18,69

25,00

24,23

35,00

Моляр-

ная

масса

, г/моль

36,0

38,7

41,9

46,8

152

Таблица

2.10

Динамика

молярной

доли

(%) С

№

КГФ (г/м

) и

молярной

массы М (г/моль)

равновесной газовой фазе при закачке газа,

обогащенного

компонентами С

(давление 10 МПа, температура 62 °С)

Накопленный

объем

закачанно-

го газа, объемы

пор

1,28

1,32

1,19

0,99

0,83

0,76

1,19

0,86

0,68

0,54

0,46

0,48

Примечание.

Номер

опыта

КГФ

Опыт

45,2

48,4

43,9

36,8

31,4

29,8

84,0

87,0

87,8

88,5

90,4

93,6

Опыт

42,5

31,1

24,8

20,0

16,9

17,6

85,0

86,2

87,2

88,5

88,2

87,7

см.

рис. 2.33.

1,11

1,46

1,29

1,12

1,03

0,93

1,09

0,79

0,54

0,41

0,44

КГФ

Опыт

39,8

56,0

49,4

42,8

39,7

36,6

Опыт

39,0

29,2

20,4

15,7

17,7

85,0

90,9

91,0

91,8

93,7

87,0

87,9

90,2

92,0

96,4

Накопленный

объем закачанного углеводородного газа достигал в

опытах не менее пяти объемов "порового пространства". Результаты опы-

тов,

позволяющие оценить влияние состава нагнетаемого газа на вынос

конденсата

в газовой фазе, приведены в табл. 2.10 и на рис. 2.33. Сравни-

вая

отдельные опыты, можно прийти к весьма важному заключению, что

при

прочих равных условиях на равновесное конденсатосодержание газо-

вой

фазы влияет не только содержание компонентов С

в нагнетаемом

газе, но и не в меньшей степени молярная масса С

. Так, при практичес-

ки

одинаковом содержании С

в газе, нагнетаемом в "пласт" в опытах 2 и

3, в первом случае отмечается увеличение КГФ, а во втором — резкое па-

дение КГФ по мере закачки одного-трех объемов газа (см. рис. 2.33). Из

Рис.

2.33. Равновесное конденсатосодержание (КГФ) газовой фазы (а) и насыщенность S жид-

кой фазой [б) при давлении 10 МПа и температуре 62 °С как

функции

объема V закачанного

газа в объемах пор (номер кривой соответствует

номеру

опыта)

153

сунка

следует,

что независимо от состава нагнетаемого газа равновесное

конденсатосодержание газовой фазы не превышает 50 — 55 г/м

для иссле-

дованной

газоконденсатной системы при 10 МПа и 62 °С.

Таким

образом, экспериментальными исследованиями установлено,

что обогащение прокачиваемого через истощенный пласт газа легкими

промежуточными компонентами, этаном или этан-пропановой смесью

дает

возможность незначительно повысить в газовой фазе содержание С

, но

этот слабый и непродолжительный эффект достигается за счет испаре-

ния

из выпавшего конденсата его легкой части (см. табл. 2.9). Обогащение

прокачиваемого газа пропан-бутановой смесью приводит не к повышению,

а к уменьшению содержания С

+ в газовой фазе смеси (см. рис.

2.33).

Ана-

лизируя полученные экспериментальные данные и принимая во внимание

результаты

других

исследователей, автор пришел к однозначному выводу о

том, что добычу из пласта выпавшего конденсата путем испарения в про-

качиваемый углеводородный газ любого компонентного состава при давле-

ниях

ниже 10—15 МПа можно рассматривать, как правило, только в каче-

стве способа попутного извлечения фракции С

при эксплуатации исто-

щенного

пласта в режиме подземного газохранилища.

2.4

Разработка

нефтяной

оторочки

помощью

растворителей

Многие

газоконденсатные месторождения характеризуются наличием неф-

тяной

оторочки. Она может быть либо сплошной, подстилающей газокон-

денсатную область залежи, либо, как правило, разорванной, когда нефть

залегает в виде узкого кольца или цепочки фрагментов кольца.

Промышленная

значимость оторочки определяется, прежде всего, аб-

солютным количеством запасов нефти. Однако важными критериями

могут

быть компактность запасов нефти, эффективная толщина нефтенасыщен-

ной

области, глубина залегания оторочки, а также коллекторские свойства

пласта в этой области.

Если

исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче

случае

разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть

вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как

указывалось выше (см. раздел 5.3), при разработке нефтегазоконденсатной

залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагне-

тании

в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в жела-

тельном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих,

как

правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Автор,

кроме того, убежден в том, что применительно к таким сложным объек-

там, как газоконденсатный пласт, в том числе с нефтяной оторочкой (или

тем более поэтому), необходимо соблюдать принцип "не навреди". Рассма-

тривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно

иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродст-

вом с пластовыми углеводородами. Это

могут

быть либо газы, в первую

очередь углеводородной природы, либо растворители.

154

Исходя из этих представлений, автор с сотрудниками исследовали

возможность применения растворителей для интенсификации добычи неф-

ти при разработке нефтяной оторочки ГКМ.

Маломощная нефтяная оторочка газоконденсатной залежи как объект

разработки запасов нефти

обладает

целым рядом особенностей, отличаю-

щих этот объект от нефтяных и газонефтяных залежей. Например, при

значительной протяженности в горизонтальной плоскости нефтяные ото-

рочки

зачастую

имеют мощность, измеряемую немногими десятками и да-

же единицами метров.

Практика

разработки нефтегазоконденсатных залежей на истощение

показывает, что при этом не достигаются приемлемые величины нефте- и

конденсатоотдачи [10, 26]. Одним из возможных способов повышения

нефтеотдачи нефтяных оторочек является

метод

барьерного заводнения и

различные его модификации.

Однако соседство нефтяной оторочки с огромными, как правило, за-

пасами газоконденсатной смеси

дает

возможность обеспечить комплекс-

ный

подход

к разработке месторождения

углеводородов

как единой систе-

мы.

Даже

если иметь в

виду

только возможность использования ресурсов

газоконденсатной зоны при разработке нефтяной оторочки — одно это

обстоятельство позволяет по-новому взглянуть на возможность выбора

способов разработки, обеспечивающих повышенную по сравнению с раз-

работкой на истощение степень извлечения запасов нефти.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа намети-

ли направление, в котором, по-видимому, целесообразно продвигаться в

ближайшие

годы

при проектировании разработки нефтяных оторочек

ГКМ.

Это применение растворителей, которые

могут

быть получены на

сырьевой базе газоконденсатной зоны, для осуществления процесса вытес-

нения

нефти нефтяной зоны.

Преимущества вытеснения нефти растворителями — особенно воз-

можность получения высоких коэффициентов извлечения запасов неф-

ти — широко известны [4, 12]. Специфика организации процесса подоб-

ного рода на нефтегазоконденсатном месторождении состоит в том, что

имеется достаточно широкий выбор агентов-растворителей, что обеспечи-

вает

многовариантность при технико-экономическом анализе перспектив

разработки месторождения в целом и нефтяной оторочки в частности.

Цель публикации настоящих материалов — обобщение накопленного

автором опыта при изучении вопросов разработки нефтяных оторочек

ГКМ

с закачкой растворителей.

Предполагается, что вошедшие в

работу

материалы

будут

полезны при

проектировании разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных

залежей, близких по строению и геолого-промысловым характеристикам

филипповской залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения.

2.4.1

Физические основы вытеснения нефти

растворителями, газом высокого давления

обогащенным газом

При

вытеснении нефти водой или равновесным с нефтью газом (газом га-

зовой шапки) капиллярные силы препятствуют снижению нефтенасыщен-

ности за фронтом вытеснения ниже 25

—

50 %. В отдельных случаях оста-

точная нефтенасыщенность может быть

даже

несколько большей.

Процесс вытеснения нефти растворителями характеризуется

отсутст-

вием четких границ раздела фаз и практическим отсутствием капиллярных

сил в зоне вытеснения, что обеспечивает почти полное вытеснение нефти

при

закачке определенного объема растворителя. Интересно сопоставить

результаты опытов [26] по вытеснению нефти газом при наличии и в от-

сутствие капиллярных сил на границе вытесняющего флюида и нефти. В

первом

случае

на моделях пласта длиной 6 и 37,5 м получены близкие ко-

эффициенты

нефтеотдачи (0,49 и 0,52) до начала повышения газового фак-

тора; конечные коэффициенты нефтеотдачи получены одинаковыми (0,67).

Во втором

случае

на моделях пласта длиной 7 и 37,5 м соответствующие

коэффициенты

составили

0,675

и 0,82 до начала повышения газового фак-

тора и

0,875

и 0,95 к концу процесса вытеснения.

Отсутствие капиллярного давления в процессе вытеснения нефти рас-

творителями не только

дает

возможность получать высокие коэффициенты

извлечения нефти, но и проектировать закачку растворителей в низкопро-

ницаемые нефтенасыщенные коллекторы, не принимающие

воду

из-за об-

разования высокодисперсных водонефтяных смесей, которые создают

большие гидравлические сопротивления капиллярной природы [26].

В большинстве случаев для вытеснения нефти в качестве растворите-

лей используются сжиженные нефтяные газы, состоящие из так называе-

мых промежуточных углеводородов (этан, пропан, бутаны, пентаны, гекса-

ны).

Обычно в пластовых условиях это жидкости, полностью смешиваю-

щиеся с нефтью.

При

вытеснении нефти газообразными (в пластовых условиях) агента-

ми

различают два основных варианта процесса.

Первый из них, обычно называемый процессом вытеснения газом вы-

сокого давления, характеризуется тем, что в процессе массообмена преоб-

ладает переход промежуточных компонентов из жидкой фазы в газовую.

Этот вариант процесса

дает

хорошие результаты при высоких давлениях

нагнетания (порядка 25,0

—

45,0 МПа).

Во втором варианте процесса в массообмене преобладает переход

промежуточных компонентов из газовой фазы в жидкую. Он реализуется

при

закачке в пласт жирного природного газа или газа, искусственно обо-

гащенного промежуточными компонентами, и протекает при более низких

давлениях, чем при использовании

сухого

газа.

Чем меньше в пластовой нефти и в закачиваемом газе промежуточных

компонентов, тем большее давление требуется для смешиваемости газа и

нефти без фазовых границ раздела. Экспериментальные исследования га-

зонефтяной

смеси позволяют построить фазовую тройную диаграмму, на

156

которой

система углеводородов представлена состоящей из фракций С,,

- С

, С

или С„ С

- С

; С

и т.п.

Построенная

для определенного давления при данной пластовой тем-

пературе диаграмма

дает

возможность выделить область смешиваемости

системы по содержанию промежуточных компонентов. На рис. 2.34 приве-

дена фазовая тройная диаграмма для одной из нефтей при давлениях 20,6;

24,0; 27,5 МПа. Касательные КМ, К,М,,

разграничивают зоны смеши-

ваемости и несмешиваемости.

При

вытеснении нефти газом высокого давления или газом, обога-

щенным

промежуточными углеводородами, процесс идет без границ фазо-

вого раздела, за счет образования переходной зоны с плавным изменением

свойств от свойств нефти до свойств закачиваемого агента.

Опыты с газами различного состава подтверждают, что увеличение со-

держания промежуточных компонентов в закачиваемом газе способствует

образованию плавной переходной зоны от газа к нефти и обеспечивает

повышение

нефтеотдачи (рис. 2.34,

2.35).

Перечислим

основные факторы, от которых зависит эффективность

процесса вытеснения нефти растворителями.

Чем меньше различаются по вязкости пластовая нефть и растворитель,

тем меньше размер зоны смеси и тем эффективнее процесс вытеснения

нефти

растворителем (меньше удельный

расход

растворителя). Изменение

скорости вытеснения в однородном пласте лишь незначительно влияет на

изменение

основных показателей процесса извлечения нефти из пласта.

Повышение

степени неоднородности пласта

ведет

к быстрому возрастанию

100%

-С«

Рис.

2.34.

Смешиваемость

нефти

и газа при

различных

давлении

[15]:

— двухфазная область; II — область несмешиваемости; III — область смешиваемости

157

Конечная

нефтеотдача,

100

10 20 30 40 50

Увеличение

начального

объема

нефти,

Рис.

2.35.

Зависимость

конечной

нефтеотдачи

от

увеличения

объема

легкой

нефти,

вы-

званного

растворением

в ней

различных

газов

[15]:

/ — равновесный газ; 2 — газ сепарации;

3 - конденсатный газ; 4 — смешанный газ;

5 — газ, обогащенный пропаном

длины зоны смеси и

ухудшению

по-

казателей процесса. Однако прак-

тика

применения растворителей при

разработке нефтяных залежей по-

казала, что влияние неоднородности

пласта на показатели процесса вы-

теснения

нефти уменьшается при

увеличении расстояния

между

на-

гнетательными и эксплуатационны-

ми

скважинами.

Подобная

зависимость наблюдается в однородных пластах, что под-

тверждается опытами на моделях пласта разной длины [12]. Вследствие то-

го,

что на показатели процесса вытеснения нефти растворителями влияет

много факторов,

учесть

вклад каждого из которых чрезвычайно трудно,

более или менее точная оценка показателей процесса возможна только

после проведения опытно-промышленного эксперимента на участке за-

лежи.

При

проектировании процесса вытеснения нефти с помощью раство-

рителей необходимо решать либо

задачу

выбора состава растворителя для

заданных условий вытеснения (пластовых давления и температуры), либо

задачу

определения необходимых условий вытеснения (давления) при нали-

чии

растворителя заданного состава. Кроме того, необходимо обосновать

процесс обратного извлечения основной массы закачанного растворителя.

В качестве агента, вытесняющего растворитель, используют сжатые углево-

дородные и неуглеводородные газы или смеси тех и

других.

После

выбора растворителя и уточнения термодинамических условий,

при

которых

будут

осуществлять процесс вытеснения нефти в натурном

пласте, необходимо оценить ожидаемую длину зоны смеси "раствори-

тель—нефть".

Экспериментальные исследования на физической модели пласта дли-

ной

50 м [12] показали, что длина зоны смеси является функцией пройден-

ного фронтом растворителя расстояния и отношения вязкостей нефти и

растворителя (рис.

2.36).

С достаточной степенью точности эта функцио-

нальная

зависимость описывается простым уравнением:

= Сх°,

(2.13)

где х — пройденное расстояние, безразмерная величина в единицах харак-

терного линейного размера (например, радиуса ствола скважины); С, а —

коэффициенты,

зависящие от соотношения вязкостей нефти и раствори-

теля.

По

данным, полученным на физической модели пласта длиной 50 м,

для нефтей и растворителей с соотношением вязкостей от 5 до 15, величи-

ны

С и а можно определить по графикам, приведенным на рис. 2.37.

158

Рис.

2.36. Зависимость

длины

зоны

смеси

х рас-

творитель

- нефть от

пройденного

фронтом

рассто-

яния ж для растворителя вязкостью 0,53 мПа-с [12].

— выбранный характерный размер

—

радиус ство-

ла скважины (10 см)

Рис.

2.37. Зависимость коэффициентов С и а от

соотношения

вязкостен нефти и растворителя ц„

[12]

201

Пример. Оценим длину зоны смеси при вытеснении на расстоянии 50 м

нефти

вязкостью 1,7 мПа-с растворителем вязкостью 0,3 мПа-с.

По

рис. 2.37 для отношения вязкостей

->—

- 5,67 находим: С = 52,3;

и,

(50

а =

0,113.

Отсюда длина зоны смеси равна: 52,3

•

—

-0,113

= 106 без-

размерных единиц, или 10,6 м (характерный размер для приведения линей-

ных размеров к безразмерному виду выбран равным 10 см).

Для уменьшения неблагоприятных последствий большого отношения

вязкостей нефти и растворителя были предложены технологические при-

емы,

которые позволяют заменить резкую границу между растворителем

малой вязкости и нефтью зоной с постепенно изменяющейся вязкостью.

Сущность такого рода технологических приемов сводится к тому, что на

контакт

с нефтью сначала закачивают наиболее близкий к ней по вязкости

растворитель, затем следующий растворитель, наиболее близкий по вязко-

150

АСВ,

(массовая доля)

•

К, доли запаса

z 1,0

АСВ^

А-

>•

• о-

-^_

"О«

0,4

о \1

0,8

К,объем

пор

Рис.

2.38.

Зависимость

коэффициента

вытеснения

нефти

содержания

асфальтосмолистых

веществ

(АСВ) в

продукции

от

объема

V закачки этана (1) и

этаноконденсатной

смеси

(2)

сти к закачанному и т.д. в порядке уменьшения вязкости. Эксперимен-

тальные исследования показали, что можно эффективно вытеснять нефть

растворителем, в 3 раза менее вязким, чем нефть, если предварительно за-

качивать в нефтенасыщенную пористую

среду

небольшие объемы раство-

рителей, каждый из которых отличается по вязкости от контактирующих

с ним соседних растворителей, а первый от нефти, не более чем на 25 %.

Это — способ создания оторочки растворителя переменной вязкости.

Поскольку

от величины отношения вязкостей нефти и растворителя

непосредственно зависит длина зоны смеси, т.е. необходимый объем рас-

творителя, выбор растворителя оказывает прямое воздействие на технико-

экономические

показатели процесса в целом.

При

значительном содержании в нефти асфальтосмолистых веществ

(АСВ) вытеснение ее легкими растворителями (этаном, пропаном, бутана-

ми,

широкой фракцией легких углеводородов) осложняется возможным

выпадением АСВ в пласте, что может привести к закупорке поровых ка-

налов.

В таком случае, при наличии в газоконденсатной зоне пласта рассеян-

ной

нефти, предлагается закачивать растворитель не на контакт "нефть —

газ", а на определенном расстоянии от него в газоконденсатную зону. Со-

здавая условия для продвижения растворителя в сторону газонефтяного

контакта,

добиваются того, что по мере его продвижения по пласту, в ре-

зультате

контакта с рассеянной нефтью, образуется зона смеси повышен-

ной

молекулярной массы и вязкости. Как показали эксперименты (рис.

2.38),

выполненные во ВНИИГАЗе, вытеснение нефти оторочкой такого

растворителя более эффективно, чем чистым легким растворителем [49].