Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Рис.

2.50. Схематический профиль сводо-

вой пластовой газоконденсатной залежи с

нефтяной оторочкой:

— схема контуров залежи; б — разрез

залежи с нефтяной оторочкой

Рис.

2.51. Схема

опытного

участка (см. рис.

2.50).

Скважины:

/ — нагнетательные, 2 — экс-

плуатационные;

контур ВНК: 3 — внеш-

ний,

4 — внутренний; контур ГНК: 5 -

внешний,

6 — внутренний

•е

*<*,

(2.30)

13,26 • 10"

где а = 24,4, Ь = 2,5, с = 3,5, *

ср

На

рис. 2.51 представлена схема выбранного опытного участка. В со-

ответствии с этой схемой произведена аппроксимация опытного участка в

виде полосообразной залежи с размерами (в м) и положениями внешнего и

внутреннего контуров газонефтяного и водонефтяного контактов, указан-

ными

на рис. 2.52.

171

/////

внк

ГНК

Газ

Рис.

2.52.

Аппроксимация

опытного

участка:

/, II,

III,

IV — номера расчетных фрагментов; /, 2, 3, 4, 5 — галереи, аппроксимирующие ряды

скважин;

скважины: А — нагнетательные, В — эксплуатационные; штриховкой показаны

непроницаемые границы

Аппроксимированная

залежь (опытный участок) разбивается на фраг-

менты прямолинейными галереями. При этом для предотвращения продви-

жения

газа, газовой шапки и воды в нефтяную зону нагнетательные гале-

реи размещены на внешнем контуре ВНК и внутреннем контуре ГНК, а

также в центральной части чисто нефтяной зоны,

между

нагнетательными

галереями размещены эксплуатационные. Таким образом, опытный учас-

ток

разбит на четыре фрагмента (см. рис.

2.52).

Запасы нефти /, II, III и IV

расчетных фрагментов составили

0,223;

0,259;

0,259

от запасов

опытного участка (которые приняты равными

2280

тыс. т).

При

выборе растворителя исходим из ассортимента продуктов газо-

химического комплекса, действующего на базе основной газоконденсатной

залежи рассматриваемого гипотетического месторождения, а именно:

широкая

фракция легких углеводородов (ШФЛУ);

"обогащенный"

газ;

этан;

диоксид

углерода

(СО

Компонентный

состав (молярная доля) широкой фракции легких

угле-

водородов следующий:

Метан

Этан

Пропан

1,5%

2,1 %

58,6%

Бутаны

Пентаны

Гексан

26,5%

9,8%

1,5%

Итого:

100 %

В пластовых условиях (^ = 33 °С и р

пл

= 20 МПа) данная углеводо-

родная смесь (ШФЛУ) представляет собой жидкость, практически неогра-

172

ниченно

смешивающуюся с нефтью, чем достигается достаточно высокий

коэффициент

вытеснения, принятый равным 0,96.

Плотность

ШФЛУ в пластовых условиях определена опытным путем и

равна 510 кг/м

Если

нет возможности определить плотность растворителя опытным

путем, можно воспользоваться методикой работы [27].

Вязкость ШФЛУ в пластовых условиях определяется либо опытным

путем, либо рассчитывается по составу с использованием методики [27]. В

нашем

случае

вязкость ШФЛУ определена в

0,233

мПа • с.

В качестве обогащенного газа предлагается использовать смесь из

природного газа и широкой фракции легких углеводородов. Компонент-

ный

состав обогащенного газа для условий залежи рассчитывался через

критические параметры исходных смесей с использованием методики [27].

Количественная

оценка фазовых превращений системы "обогащенный

газ —нефть" при условиях, близких к смешивающему вытеснению, произ-

водилась по методике [28].

В табл. 2.12 представлены компонентные составы обогащенного газа и

исходных углеводородных смесей.

Константы

равновесия для рассматриваемой системы выбирались из

атласа NGAA при доле нефти в системе равной 20 % и р

сх

= 70 МПа.

Нефть

моделировалась гексадексаном.

Расчет равновесного разделения смеси на

газовую

и жидкую фазы в

пластовых условиях производили по уравнениям концентрации методом

последовательных приближений.

Плотность,

вязкость и молекулярную массу газа и жидкости, которые

приведены в табл. 2.13, определяли по методике работы [27].

Коэффициент

растворимости закачиваемого обогащенного газа в

нефти

рассчитывался по формуле

Р/

где л

, — количество молей 1-го компонента в жидкой фазе

Таблица 2.12

Компонентный

состав

обогащенного

газа

исходных

углеводородных

смесей,

(2.31)

объема за

Углеводородная

смесь

Природный

газ

Широкая

фракция

легких углеводо-

родов (ШФЛУ)

Обогащенный газ

Контактирующая

с обогащенным

газом пластовая

нефть

Равновесная

газо-

Вая (раза

Равновесная

жид-

кая

фаза

с,

92,0

1,5

61,2

33,8

71,5

28,27

5,0

2,1

4,0

5,4

5,0

5,05

Сз

2,0

58,6

21,2

3,4

14,7

26,03

1,0

26,5

9,7

2,0

6,2

15,85

9,8

3,3

0,8

1,4

5,49

1,5

0,5

0,2

0,1

1,14

11,3

3,8

48,20

1,5

24,05

СО

2,9

0,4

0,33

3,1

0,4

0,39

1,2

0,2

0,03

Моле-

куляр-

ная

масса

смеси,

г/моль

17,7

51,0

29,0

100

24,5

60,3

173

Таблица

2.13

Параметры

нефти

растворителей,

принятые

при

расчете

нефтеотдачи

Параметр

Плотность, кг/м

Вязкость, мПа- с

Коэффициент

вы-

теснения

Относительная фа-

зовая проницае-

мость за фронтом

вытеснения нефти,

доли ед.

Коэффициент

рас-

творимости, т/м

Нефть

740

1,7

—

Обогащен-

ный

газ

370

0,043

0,8

0,6

0,35

Этан

420

0,061

0,9

—

ШФЛУ

510

0,233

0,96

0,9

—

со

877

0,087

0,99

—

фронтом вытеснения растворителя; М, — молекулярная масса /-го компо-

нента.

Плотность обогащенного газа в пластовых условиях определена по его

составу и равна 370 кг/м

; вязкость —

0,043

мПа

•

с.

Коэффициент

вытеснения нефти обогащенным газом принят равным

0,8, что согласуется с экспериментальными данными.

Этан в пластовых условиях представляет собой жидкость плотностью

420 кг/м

и вязкостью 0,061 мПа

•

с, практически неограниченно смешива-

ющуюся с нефтью, что позволяет принять достаточно высокий коэффици-

ент вытеснения, равный 0,9.

Диоксид

углерода

СО

в пластовых условиях — жидкость плотностью

877 кг/м

, вязкостью

0,087

мПа

•

с, неограниченно смешивается с нефтью и

обеспечивает практически 100 %-ное вытеснение нефти.

Исходные данные — параметры вытеснения и свойства растворите-

лей, описанные выше, сведены в табл. 2.13.

использованием исходных данных, приведенных в табл. 2.12, 2.13 и

на

рис. 2.2, по методике, изложенной в предыдущем разделе, произведен

расчет коэффициентов

охвата,

дебитов нефти и растворителя. При этом

задавался перепад давления

между

нагнетательной и эксплуатационной га-

лереями.

Площадной коэффициент

охвата

принят равным 0,8 для

всех

рассмот-

ренных растворителей.

Полученные расчетные значения нефтеотдачи, достигаемые при за-

качке в пласт различных агентов, приведены в табл. 2.14.

Значение конечной нефтеотдачи на естественном режиме разработки

оценивается в 10

—

20 %, а при поддержании пластового давления закачкой

воды - в

25-30

Таблица

2.14

Расчетные значения нефтеотдачи, %

Растворитель

ШФЛУ

Обогащенный

газ

СО

Этан

Допрорывная

При

газовом

факто-

ре

1500 м

/т

При

газовом

факто-

ре

4500 м

/т

174

Таким

образом, приведенные в таблице оценочные величины нефтеот-

дачи при вытеснении нефти растворителями позволяют надеяться на полу-

чение эффекта в повышении нефтеотдачи нефтяной оторочки гипотетичес-

кой

залежи.

Полученные результаты позволяют также рекомендовать проведение

опытно-промышленных работ по закачке в пласт таких растворителей,

как

ШФЛУ, СО

и "обогащенный" газ, с целью повышения нефтеотдачи.

2.4.4

Технологическая схема закачки в пласт

регенерации углеводородного растворителя

Извлечение

жидких углеводородов (нефти, конденсата) из залежи с помо-

щью закачки растворителей как технологический процесс складывается из

следующих этапов:

1. Добыча природного газа из залежи.

2. Выделение растворителя из добываемого газа в нужном соотноше-

нии

компонентов.

3. Подготовка растворителя к транспорту.

4. Транспорт и закачка растворителя в нагнетательные скважины.

5. Прокачка через пласт необходимого количества растворителя до

прорыва его вместе с растворенными в нем конденсатом и (или) нефтью к

эксплуатационным

скважинам.

6. Добыча конденсата и (или) нефти, а также растворителя из сква-

жин,

к которым подошел "вал" конденсата (нефти).

случае

необходимости повторной закачки растворителя, извлеченно-

го из скважин, сюда же добавится процесс извлечения компонентов рас-

творителя с последующей подготовкой, транспортировкой и закачкой в

пласт.

За

исключением первого из перечисленных этапов, все остальные яв-

ляются специфичными, присущими только процессу разработки газокон-

денсатной залежи с помощью закачки растворителей.

Основные требования к технологическому оборудованию сводятся к

удовлетворению расчетных рабочих значений следующих параметров:

производительность установки (по этан-пропановой фракции);

степень извлечения компонентов растворителя из продукции;

давление и температура продукта на

выходе

из установки;

давление продукта в однофазном жидком состоянии на всасывающих

узлах

перекачивающего оборудования;

избыточной подпор или кавитационный запас для эффективной экс-

плуатации перекачивающего оборудования;

производительность и напор, создаваемые одним агрегатом (насосом).

Необходимым качеством оборудования является также надежность и

простота эксплуатации в широком диапазоне температуры окружающей

среды, низкая стоимость оборудования и т.д.

учетом

перечисленных выше требований для осуществления опыт-

но-промышленного

процесса предлагается вариант технологической схемы

175

закачки

сжиженных углеводородов (этан-пропановой фракции) в пласт

(рис.

2.53).

схеме

использованы технологические и технические решения, не

требующие для своего осуществления больших капитальных и эксплуата-

ционных

затрат:

Для решения задачи выделения этана и этан-пропановой фракции из

поступающего на переработку газа может быть использована установка по

подготовке газа к транспорту, предложенная лабораторией промысловой

обработки газа ВНИИГАЗа [49].

Газ, прошедший первичную сепарацию на сборном пункте, смешива-

ется с циркулирующим конденсатом, охлаждается в теплообменниках 1 и 6

холодом отсепарированного газа, затем в испарителе 2 пропаном и разде-

ляется в сепараторе 3 на

газовую

и жидкую части. Выделенный газ нагрева-

ется в теплообменнике 1 и после дожатая компрессорами направляется в

магистральный газопровод. Холодная жидкость подогревается на насадке

сепаратора путем контактного барботажного теплообмена с теплым газом,

специально

подаваемым в нижнюю часть сепаратора 3. Во избежание за-

мерзания

теплообменников / и 2 предусмотрена подача метанола.

Состав промежуточных компонентов регулируется степенью обогрева

кипятильника

7 и степенью отбора бокового продукта.

Основные параметры технологического процесса выделения промежу-

точных компонентов приведены в табл. 2.15.

Насыщенный

промежуточными компонентами конденсат подается в

отпарную колонну 4, где под высоким давлением в присутствии водяного

Метановая

фракция на

oomamueL^^

Сырой

газ

Сухой

газ Конденсат

-С

на

дезтанизацию

Рис.

2.53.

Технологическая

схема

закачки в

пласт

регенерации

растворителя

176

Таблица

2.15

Основные

параметры

процесса

выделения

промежуточных

компонентов

Параметр

Давление процесса НТА номинальное

Температура испарения хладоагента (для обеспечения

точки росы по

газу

в зимнее время минус 35)

Температура в низкотемпературном сепараторе:

верх

низ

Кратность циркуляции абсорбента

Степень извлечения фракции промежуточных компо-

нентов от потенциала

Доля теплового потока газа, подаваемого в низ сепара-

тора

Часовое количество абсорбента, подаваемого на один

блок НТА

^S/b^SCN 1 Д 1 Л \

Производительность установки по продукту

Тепловая нагрузка на печь деэтанизатора

Потребность в пропановом

холоде

на все три блока

НТА

Размерность

МПа

"С

°С

литр/нм

доли ед.

/Ч

тн/ч

млн.

ккал/ч

млн.

ккал/ч

Значение

5,7

минус 35

минус

0,4

0,5

0,3

пара происходит выделение легких фракций заданного состава в качестве

бокового погона.

Смесь промежуточных компонентов (С

, С

—С

) отбирается в газооб-

разном

виде, сжимается в воздушных холодильниках 5 и подается в реси-

вер 8 (емкость для отбора продукта) при давлении р = 4,0 МПа.

Из

ресивера, который одновременно является подпорной емкостью,

сжиженные углеводороды центробежными насосами 9 перекачиваются в

систему трубопровод — холодильник — вторая подпорная (промежуточная)

емкость 8. Вторая подпорная емкость размещается у скважин, предназна-

ченных под закачку растворителя.

На

начальной стадии закачки растворителя, когда давление на

устье

нагнетательных скважин

будет

равняться примерно 10 — 20 МПа, процесс

поддерживают с помощью плунжерных насосов 10, нормальную работу

которых обеспечит вторая подпорная емкость.

Для снижения пульсации и погрешности при измерении расхода рас-

творителя в транспортной линии при работе насосов предусмотрен ком-

пенсатор 11 (фильтр).

По

мере разработки залежи пластовое давление

будет

падать и соот-

ветственно

будет

уменьшаться давление на

устье

скважин, предназначен-

ных для закачки растворителя. При давлении 3,5 МПа и ниже плунжерные

насосы

отключаются и закачка ведется центробежными насосами. Для

компенсации

пульсации давления на

устье

нагнетательных скважин в

схеме

предусматривается периодическое включение более производительных цен-

тробежных насосов.

Таким

образом, при осуществлении процесса предлагается комбини-

рованное

использование насосов указанных типов. Заполнение транспорт-

ной

системы растворителем производится высокопроизводительными цен-

тробежными насосами, продавка системы (столба газа в эксплуатационной

колонне)

и начальная стадия закачки производятся с помощью плунжер-

ных насосов. В дальнейшем возможно подключение центробежных насо-

сов.

схеме

могут

быть применены насосы

двух

типов отечественного

177

Таблица

2.16

Основные

технические

показатели

рекомендуемых

насосов

Насос

ХТ

-4/200

ХТ

-4/320

ХТ

-12/100

5НС6Х8

5НС5Х8

Тип

насоса

Плунжерный

Центробежный

Подача,

/Ч

2-4

6-12

112

Давление

нагнета-

ния,

МПа

Напор,

м/столба

жидкос-

ти

740

680

Число

ступеней

производства: плунжерные типа ХТ

и центробежные типа НС, основные

технические показатели которых представлены в табл. 2.16.

Поддержание однофазного жидкого состояния растворителя с целью

предотвращения прорыва пузырьков газа на всасывающий

узел

насоса

должно достигаться регулированием температуры продукта воздушным хо-

лодильником и давления в подпорных емкостях, а также теплоизоляцией

подпорных емкостей и линии всасывания шлаковатой от окружающей

среды (особенно в летнее время).

Скорость закачки растворителя, температура и давление в транспорт-

ной

системе автоматически контролируются и регулируются блоком КИП.

Предполагаемая технологическая схема может быть применена при

осуществлении опытно-промышленного эксперимента с закачкой раство-

рителей на газоконденсатных месторождениях с достаточным содержанием

этана

и пропана в пластовом газе (не менее 5 % (молярная доля) в расчете

на

состав продукции в целом).

2.4.5

Расчетный

период

сопоставимости

вариантов

Объективная экономическая оценка способов разработки, преимущества

которых проявляются на разных стадиях разработки,

требует

расчета эко-

номических показателей за полный срок отработки запасов. Окончание

разработки и, следовательно, общую ее продолжительность по сравнивае-

мым вариантам необходимо определять по экономическому пределу экс-

плуатации месторождения. Последний наступает в тот момент времени,

когда текущие издержки на добычу становятся равными замыкающим за-

тратам на полезное ископаемое.

Особенности сравниваемых вариантов предопределяют существенные

резкие различия в общей продолжительности разработки. Поскольку

варианты характеризуются ярко выраженной разновременностью получе-

ния

продукции и осуществления затрат, то при их экономическом сопос-

тавлении показатели объемов добычи и затрат

следует

обязательно приво-

дить к одному

году

(дисконтировать). Особенно это важно при оценке ва-

риантов,

предполагающих консервацию полезного ископаемого.

Расчет капиталовложений и эксплуатационных расходов по вариантам

производится традиционным способом, предполагающим обязательный

178

учет

затрат по всем промысловым объектам и допускающим использова-

ние

укрупненных нормативов. Особенностью расчета затрат является лишь

учет

закачиваемого растворителя. Поставки растворителей для закачки в

пласт предлагается учитывать в эксплуатационных

расходах

по действую-

щим

ценам предприятия. Такая оценка, по нашему мнению, вполне доста-

точна, поскольку закачка растворителя представляет собой лишь консерва-

цию

сырья и не связана с безвозвратными его потерями. Она показывает,

насколько

увеличатся затраты на добычу при консервации определенного

количества ресурсов.

Предъявляемое к экономическим расчетам требование обязательного

отражения в экономических показателях

всех

особенностей (преимуществ

недостатков) сравниваемых способов разработки вызывает необходи-

мость принятия определенных условий их сопоставимости. Предлагаемое

нами

условие сопоставимости заключается в том, что максимальная годовая

добыча продукта (годовой отбор) по каждому способу разработки устанав-

ливается единым процентом от извлекаемых, а не геологических запасов.

Все остальные показатели, в том числе и общая продолжительность разра-

ботки,

являются производными от принятого уровня годовой добычи. При

таком сопоставлении находит свое отражение основная цель увеличения

конечной

отдачи пластов — возможность увеличения годовой добычи про-

дукта.

В противном

случае

это преимущество

будет

проявляться на поздней

стадии разработки, что при

учете

фактора времени оказывает небольшое

влияние

на значение результирующего критериального показателя.

2.5

Повышение

отбора

углеводородов

на

завершающей

стадии

эксплуатации

газоконденсатного

месторождения

помощью

закачки

неравновесного

газа

2.5.1

Исследование фильтрации

многокомпонентных

углеводородных систем

при

вытеснении пластового газа

сухим

Конечный

этап завершающей стадии разработки газоконденсатного мес-

торождения на режиме истощения при давлениях ниже давления р

мк

мак-

симальной

конденсации пластовой смеси характеризуется резким

ухудше-

нием

энергетических возможностей пласта. Особенности месторождения,

находящегося на этой стадии разработки, как объекта добычи газообраз-

ных и жидких углеводородов подробно изучены М.Т. Абасовым, К.С. Бас-

ниевым,

С.Н. Бузиновым, Ю.В. Зайцевым, Г.А. Зотовым, Г.В. Рассохиным,

Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисовым, О.Ф. Худяковым, П.Т. Шмыглей и

другими исследователями.

179

Для повышения эффективности разработки месторождения в этих ус-

ловиях необходимо внедрять методы воздействия, которые учитывают

конкретные

геолого-промысловые особенности истощенного пласта. Обос-

нованию

методов повышения углеводородоотдачи нефтегазоконденсатных

пластов на завершающей стадии и, в частности, на конечном этапе завер-

шающей стадии разработки посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузи-

нова,

А.И. Гриценко, С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, P.M. Тер-Саркисова,

П.Т.

Шмыгли, Дж. Аронофски, У. Блекли и

других

исследователей.

Методы воздействия на пласт, вне зависимости от этапа разработки

месторождения, можно подразделить на две большие группы:

методы локального воздействия, включающие методы интенсификации

притока

пластовых углеводородов к скважине, методы очистки призабой-

ной

зоны, методы изоляции притока пластовых вод и т.п.;

методы площадного воздействия, основанные на нагнетании в пласт

различного рода внешних газообразных и жидких агентов.

методам первой группы относятся создание на забое добывающей

скважины

предельно низких давлений, вплоть до вакуума, различной мощ-

ности

взрывы, методы теплового воздействия на забой скважины и т.п. К

методам второй группы можно отнести нагнетание воды и газа, в том чис-

ле при доразработке остаточных запасов жидких углеводородов пласта

после перевода месторождения в режим ПХГ.

Несмотря

на значительное количество предложенных и реализуемых

методов воздействия на газоконденсатныи пласт, подавляющее большинст-

во из них предназначено для использования в условиях, когда пласт еще

обладает существенными энергетическими возможностями.

Автором теоретически и экспериментально обоснованы методы ло-

кального и площадного воздействия на пласт, объектом внедрения для ко-

торых являются газоконденсатные месторождения на конечном этапе за-

вершающей стадии разработки, с аномально низкими пластовыми давлени-

ями

(АНПД) р < р

мк

. Далее описывается метод нагнетания недонасыщенного

газа, обеспечивающий повышение компонентоотдачи пласта в условиях

АНПД.

В нефте- и газопромысловой практике широко применяются методы

повышения

углеводородоотдачи пласта, основанные на вытеснении пласто-

вого флюида газообразными и жидкими агентами. Обоснованию этих мето-

дов посвящены работы К.С. Басниева, С.Н. Бузинова, А.И. Гриценко,

Т.П.

Жузе, С.Н. Закирова, P.M. Кондрата, И.А. Леонтьева, А.Х. Мирзад-

жанзаде, В.Н. Николаевского, Г.С. Степановой, P.M. Тер-Саркисова,

П.Т.

Шмыгли, П. Мозеса и

других

исследователей. Истощенный до уровня

давлений р

М1[

газоконденсатныи пласт как объект разработки углеводородов

обладает такими особенностями, как низкое пластовое давление и

двух-

фазное

состояние углеводородной смеси с низкой насыщенностью жидкой

фазой

ниже уровня гидродинамической подвижности при небольшом со-

держании жидких углеводородов в газовой фазе, а эксплуатационные

скважины

такого пласта при значительной их глубине имеют крайне малые

забойные давления. Вследствие этого применение конденсированных аген-

тов (жидкостей), обладающих большой массовой плотностью, для вытесне-

ния

остаточных углеводородов на истощенных газоконденсатных место-

рождениях возможно только одновременно с внедрением способа эксплуа-

тации

скважин, обеспечивающего их нормальную работу при высоком со-

держании жидкости в продукции пласта. В то же время применение газо-

180