Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

Рис.

5.47. Добыча ретроградных углеводородов пропана и бутанов на опытном участке в районе

УКПГ-8:

— пропан; 2 — бутаны

Результаты

геофизического

контроля

Опытно-промышленные работы по закачке

сухого

газа в пласт на

опытном

полигоне УКПГ-8 осуществляются с 1993 г. Для детального кон-

троля за

ходом

процесса и оценки его эффективности, как указывалось

выше,

была разработана и реализована специальная программа, предусма-

тривавшая геофизические исследования нагнетательных и добывающих

скважин.

Геофизические исследования включают в себя использование дистан-

ционной

глубинной аппаратуры АГДК с одновременной записью по кана-

лам манометра, термометра, термоанемометра, влагомера, турбинного рас-

ходомера

и многоканального шумомера.

Все геофизические работы выполняются в комплексе с газодинамиче-

скими

и газоконденсатными исследованиями.

По

результатам

комплексных исследований контролируются: динамика

профилей

притока и дренирования в добывающих скважинах, профилей

приемистости и поглощения в нагнетательных; динамика параметров при-

забойных зон скважин: коэффициентов фильтрационных сопротивлений и

проводимости kh/\i\ динамика забойных и пластовых давлений; состояние

ствола скважин, наличие уровней жидкости (вода, конденсат) и зон газо-

жидкостного барботажа.

Всего

с начала опытно-промышленного эксперимента на полигоне

УКПГ-8 выполнено более 40 специальных комплексных исследований с

применением

геофизических методов, включая фоновые исследования пе-

ред началом закачки. Результаты исследований показали, что в нагнета-

тельных скв. 269, 270, 273 границы интервалов поглощения

всегда

шире

интервалов приемистости. Это

свидетельствует

о низком качестве вскры-

тия

пласта и наличии хорошей вертикальной

сообщаемое™,

что, по всей

вероятности, связано с трещиноватостью. В процессе закачки в поведении

интервалов поглощения явно просматривается тенденция уменьшения их

толщины,

что объясняется повышением давления в пласте и некоторым

смещением в сторону больших глубин. Интервалы приемистости

ведут

се-

бя

несколько иначе. Их границы практически не меняются, но при этом

постоянно

происходит перераспределение профиля приемистости в зави-

симости от коллекторских свойств пород, текущей степени насыщения

интервалов закачиваемым газом и соответственно пластового давления в

них. Это определенным образом отражается и на фильтрационных харак-

теристиках, но в меньшей степени, так как на их поведение более значи-

тельное влияние оказывает осушка фильтрационных каналов закачивае-

мым газом. Кроме того, в нагнетательной скв. 128 по данным материалам

явно

прослеживается связь ее приемистости с положением уровня воды,

зависящего от давления закачки. При низких давлениях закачки динамиче-

ский

уровень перекрывает часть интервалов и в них начинает поступать

вода, что приводит к резкому снижению их приемистости. Это явление

носит

периодический характер, что явно

свидетельствует

о практической

реализации

на скважине технологии водогазовой репрессии. В добываю-

щих скважинах, по которым произошел прорыв закачиваемого газа, ин-

тервалы притоков и дренирования

ведут

себя несколько иначе. Например,

скв. 151, дренирующей только отложения московского яруса, в которые

осуществляется закачка, прорыв закачиваемого газа привел к расширению

границ

интервалов дренирования и появлению дополнительных интервалов

572

притока. В

результате

это способствовало снижению фильтрационных по-

терь в зоне дренирования.

На

полигоне УКПГ-1 в

1993—1998гг.

выполнено 26 аналогичных ис-

следований;

результаты

позволили с большей уверенностью подойти к вы-

бору

нагнетательных скважин и начать целенаправленный контроль за реа-

лизацией проекта "Конденсат-3".

Разработанные и описанные в данной работе методики интерпретации

дали возможность получить как представительные исходные данные для

моделирования процесса воздействия на пласт при составлении проектных

документов, так и оперативную информацию о распространении фронтов

вытеснения,

долях

прорыва, изменении продуктивности скважин и т.д. Ге-

офизические исследования позволили построить карты распределения

профилей притоков и приемистости в скважинах опытных полигонов (рис.

5.48,

5.49),

выявить интервалы прорывов закачиваемого в пласт газа, их

изменение во времени. Их динамика в процессе воздействия в единой ин-

терпретации с материалами исследований другими методами

дает

возмож-

ность в принципе управлять воздействием по площади и этажу газоноснос-

ти полигона

путем

переноса фронта вытеснения, перераспределения объе-

мов нагнетания по скважинам, изменения количества нагнетательных

скважин или искусственным блокированием поглощающих интервалов

(временным или постоянным) в нагнетательных скважинах, дальнейшая

Рис. 5.48.

Схема

распределения

продуктивных

отложений

по

скважинам

на

опытном

полигоне

районе

УКПГ-8.

Скважины: 1 — контрольно-эксплуатационная [а — отложения, вскрытые перфорацией,

б — поглощающие (газоотдающие) отложения], 2 — нагнетательная; 3 — возраст отло-

жений: а — нижная пермь (P,a-Pas), б — верхний карбон (С

д + С

о), в - московский

ярус (С

т), г— башкирский ярус

(С

Ь),

д— серпуховско-веневские отложения

(C,sr + C,vn); * — нет информации по газоотдающим интервалам, л — ликвидированные

скважины, г — геофизические скважины

573

Рис.

5.40.

Схема

расположения

скважин,

отдающих

поглощающих

интервалов

на

промыш-

ленном

полигоне

"Конденсат-3".

Скважины:

/ — добывающая; 2 — нагнетательная [а — отложения, вскрытые перфорацией;

— поглощающие (газоотдающие) отложения]; 3 — возраст отложений: а — артинский

ярус

(Р,а),

б — сакмарский ярус (P,s), в — ассельский ярус (P,as), г— гжельский и оренбург-

ский

ярус (С

д + С

о), д — московский ярус (С

т), е — башкирский ярус

(С

Ь),

ж — серпу-

ховский ярус (C,sr); 4 — скважины с осложненным стволом; 5 — граница полигона; * — нет

информации

по газоотдающим интервалам; скв. 109, 192, 252 — скважины эксплуатационно-

го фонда УКПГ-2

закачка

в которые малоэффективна. На полигоне УКПГ-8, где нагнетание

газа осуществляется в отложения московского яруса, по исследованиям ре-

агирующих скважин установлено, что распространения фронта вытеснения

по

этажу газоносности не происходит и в данных отложениях наблюдается

поддержание пластового давления. Это привело к задавливанию не

охва-

ченных воздействием интервалов в скважинах, дренирующих разновозра-

стные отложения с высокими долями прорыва (до 90 %) и соответственно

снижению их продуктивности. В

результате

может быть применен спо-

соб регулирования путем периодического перевода части нагнетательных

скважин

на режим отбора с целью выравнивания давления по этажу газо-

носности

и повышения продуктивности реагирующих скважин. Кроме то-

го,

такая высокая доля прорыва явно указывает на то, что в интервалах,

по

которым произошел прорыв, пластовый газ в значительной степени

замещен на закачиваемый. Перевод нагнетательных скважин на отбор бу-

дет способствовать развитию процесса обратного замещения закачанного

газа на пластовый из низкопоровых коллекторов, что приведет к увеличе-

нию

эффективности воздействия. Таким образом, систематические иссле-

дования

скважин на опытных полигонах позволяют не только корректиро-

вать действующие математические модели процесса, но и принимать необ-

ходимые управляющие решения, повышающие эффективность воздействия

на

пласт.

Эксплуатация

месторождения

режиме

регулятора

В связи с предполагаемым в

будущем

вводом в эксплуатацию крупнейшей в

Европе газотранспортной системы Ямал—Европа, а также обеспечением

эффективного

функционирования имеющейся системы магистрального

транспорта газа в настоящее время все большее внимание уделяется вопро-

сам обеспечения надежности ее работы. Одним из путей решения этой

проблемы является создание по трассе газопровода хранилищ-регуляторов.

В качестве такого объекта может быть использовано Вуктыльское

НГКМ.

Стратегия перевода этого месторождения в

статус

хранилища-регулятора

одновременно содержит в себе и реализацию возможности максимального

увеличения углеводородоотдачи пласта.

Проблема и пути ее практического решения были рассмотрены авто-

ром совместно с В.Г. Подюком, С.Н. Бузиновым, Е.А. Спиридовичем,

Н.А. Гужовым, В.А. Вдовенко, А.А. Захаровым, Ю.В. Илатовским, Е.М. Гур-

леновым, В.А. Банновой и другими специалистами.

На

стадии выполнения ТЭС по переводу Вуктыльского НГКМ в режим

хранилища-регулятора был очерчен круг вопросов, касающихся дальней-

шей

разработки месторождения.

В условиях продолжающейся эксплуатации на режиме истощения пла-

стовой энергии сложно гарантировать стабильное снабжение газоперераба-

тывающего завода углеводородным сырьем на длительный период

(25—30

лет). Решение этой проблемы возможно при реализации принципиально

нового подхода к доразработке Вуктыльского НГКМ на завершающей

стадии, который обеспечил бы энергетическую стабилизацию пласта.

Другой проблемой, которая также должна быть решена в

ходе

остав-

шегося периода доразработки Вуктыльского месторождения, является по-

вышение конденсатоотдачи пласта. Предыдущая эксплуатация этого объек-

та на режиме истощения пластовой энергии привела к значительным поте-

рям

высококипящих углеводородов в виде выпавшего в пласте ретроград-

ного конденсата. Ориентировочные оценки этих потерь

дают

цифру около

100 млн. т, что соответственно отражается на формировании конечной

конденсатоотдачи, составляющей лишь 33 %.

Низкий

коэффициент конден-

сатоотдачи при разработке на истощение — это объективная реальность,

она прогнозировалась еще в проекте разработки Вуктыльского

НГКМ.

этом же документе предусматривалась необходимость активизации научно-

исследовательских работ по разработке технологий, направленных на по-

вышение конденсатоотдачи месторождений за счет извлечения выпавшего

пласте конденсата.

Многолетние фундаментальные исследования специалистов ВНИИГАЗа,

предприятия

Севергазпром, СеверНИПИгаза и Вуктыльского ГПУ позволи-

ли

предложить технологию повышения углеводородоотдачи месторождения

путем воздействия на истощенный газоконденсатный пласт

сухим

газом

(см.

раздел 2.5).

Промышленное

опробование данной технологии было осуществлено

на

двух

опытно-промышленных участках ВНГКМ. Полученные результаты

575

выявили

высокую эффективность технологии и предопределили целесооб-

разность расширения масштабов воздействия на пласт путем перевода мес-

торождения в режим работы хранилища-регулятора (см. раздел 5.2).

На

первом

этапе ставится задача стабилизации энергетического состо-

яния

пласта-коллектора, работоспособности промысловой инфраструкту-

ры,

поддержания сырьевой базы Сосногорского газоперерабатывающего

завода

(СГПЗ),

реконструкция которого

будет

завершена в 2001 г., а также

создания

резерва газа и регулирования работы газотранспортной системы

Надым — Пуртаз — европейская часть России. Расположение Вуктыльско-

го ГКМ

дает

возможность обеспечить воздействие на пласт нагнетаемым

агентом — неравновесным

сухим

газом без существенных капитальных

затрат из существующей системы магистральных газопроводов без допол-

нительного компримирования газа.

На

втором

этапе наряду с решением проблем первого этапа обеспечи-

вается надежность эксплуатации газопроводной системы Ямал — Европа за

счет регулирования потоков газа путем его сезонной закачки в газоконден-

сатный пласт Вуктыльского месторождения.

5.4.1

Выбор

расчетных

вариантов

разработки

На

стадии разработки технико-экономических соображений по переводу

Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора были рас-

смотрены направления, предусматривающие равномерную и зональную

схемы размещения нагнетательных скважин на площади северного купола

Вуктыльского месторождения

Схема

равномерно

распределенной

закачки

сухого

газа в

пласт

в си-

лу резкой неоднородности коллекторских свойств продуктивного горизон-

та приводит к быстрому прорыву нагнетаемого агента к эксплуатационным

скважинам,

что

ведет

к снижению кондиционности поступающего на газо-

перерабатывающий завод углеводородного сырья.

Зональная

схема

распределения

объемов

нагнетания

сухого

газа,

предусматривающая максимальное использование под закачку скважин,

работающих в газлифтном режиме, расположенных по периферии, обес-

печит эффективную эксплуатацию промысла и газофракционирующей ус-

тановки.

В данном варианте решение задачи надежного обеспечения СГПЗ

промежуточными углеводородами успешно сочетается с реализацией тех-

нологии

повышения углеводородоотдачи пласта.

Для

учета

фактора регулирования сезонной неравномерности газопо-

требления в летний и зимний периоды была рассмотрена возможность за-

качки

в пласт тюменского газа в объеме 2,5 млрд. м

только в летний пе-

риод, что в сочетании с условием поддержания отбора на уровне

2,7 млрд. м

в течение

года

может обеспечить рентабельное функциониро-

вание

объекта в режиме регулятора колебаний сезонной неравномерности

газопотребления в газотранспортной системе.

результате

расчетов наряду с базовым вариантом разработки на ис-

тощение (вариант 1) были выбраны три варианта с закачкой газа в пласт,

наибольшей степени отвечающие перечисленным выше условиям:

Вариант

2 — сезонная закачка тюменского газа в летний период

576

(6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м

/год в течение 10 лет при

суммарном отборе газа 2,7 млрд. м

/год.

Вариант 3 — сезонная закачка тюменского газа в летний период

(6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м

/год в течение 20 лет при

суммарном отборе газа 2,7 млрд. м

/год.

Вариант 4 — равномерная закачка тюменского газа в течение года че-

рез 38 скважин в объеме 2,5 млрд. м

/год в течение 10 лет при суммарном

отборе газа 2,7 млрд. м

/год.

Во всех вариантах после прекращения активного воздействия на пласт

предусматривается доразработка месторождения на режиме истощения

пластовой энергии до давления забрасывания 1,7 МПа.

5.4.2

Технологические показатели разработки

Расчет технологических показателей разработки для всех вариантов бази-

ровался на использовании цифровой геологической модели Вуктыльского

НГКМ

в трехмерной интерпретации, полученной с помощью аппаратно-

программного комплекса "Landmark" и модели многокомпонентной фильт-

рации

углеводородных систем. Активное воздействие на пласт предусмат-

ривалось для всех вариантов только на северном куполе месторождения.

При

анализе динамики пластового давления для рассматриваемых ва-

риантов разработки (рис. 5.50) видно, что в случае дальнейшей разработки

месторождения на режиме истощения пластовое давление в дренируемой

зоне

продуктивного горизонта к 2014 г. достигает уровня 1,8 МПа, что со-

ответствует принятому давлению забрасывания.

•

1995

2000

2005

2010 2015

2020

2025

2030

2035

Рис.

5.50. Динамика пластового давления (сплошные кривые) и

изменение

суммарного

объе-

ма закачиваемого газа (кривые с точками) в

процессе

активного воздействия на газоконден-

сатный пласт на

северном

куполе

Вуктыльского

НГКМ.

Давление:

варианты / (ист.) — 4; закачка — варианты 2—4

577

Результаты расчетов годового отбора газа из пласта северного купола

Вуктыльского месторождения для вариантов с применением метода актив-

ного воздействия на газоконденсатный пласт и базового варианта доразра-

ботки залежи на режиме истощения показали, что в вариантах с поддер-

жанием пластового давления период надежного обеспечения Сосногорско-

го ГПЗ сырьем составит 26 —27 лет в вариантах 2, 4 и 37 лет — в варианте

3 с момента перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-

регулятора за счет сохранения резерва по остаточным запасам газа.

Сводные показатели доразработки северного купола Вуктыльского

месторождения начиная с 1998 г. приведены в табл. 5.11.

Таким

образом, на основании сравнительного анализа результатов

технологических показателей эксплуатации Вуктыльского месторождения в

режиме хранилища-регулятора сезонной неравномерности газотранспорт-

ной

системы можно рекомендовать для практической реализации на про-

мысле вариант 3. Предложенная по этому варианту схема эксплуатации

месторождения обеспечивает надежную сырьевую базу газоперерабатыва-

ющего завода до

2035

г. Годовой отбор промежуточных углеводородов в

период

2000

—2025

гг. составит не менее 300 тыс. т, в том числе про-

пан-бутановой фракции (С

) более 150 тыс. т. Основные технологиче-

ские

показатели по рекомендованному варианту приведены в табл. 5.12,

5.13.

Подготовка продукции скважин на Вуктыльском НГКМ в настоящее

время осуществляется по

схеме

предварительной сепарации на шести

УКПГ

и одной УППГ и окончательной подготовки на головных сооруже-

ниях

по

схеме

ДКС —ХС

—НТС.

В период доразработки месторождения в

режиме как истощения, так и хранилища-регулятора данная принципиаль-

ная

схема изменений не претерпит. Для осуществления закачки заданных

объемов газа в пласт потребуется замена внутрипромысловых трубопрово-

дов подачи тюменского газа. Кроме того, для

всех

вариантов необходима

реконструкция дожимной компрессорной станции, что учтено в капиталь-

ных затратах технологической схемы.

Природный

газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторожде-

ния

предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последу-

ющей переработки. В течение 1998

—2000

гг. предусмотрена переработка

промыслового газа на действующей газоотбензинивающей установке с

максимальной

производительностью 1,5 млрд.

/год

по сырью. Остальной

объем газа поступает в магистральный газопровод без извлечения компо-

нентов

целью более глубокого извлечения компонентов С

(до 95 — 99%) в

Таблица

5.11

Сводные показатели разработки

северного

купола Вуктыльского месторождения

Ва-

риант

Год

конца

разра-

ботки

2014

2024

2034

2023

Число

нагне-

татель-

ных

сква-

жин

Число

лет

закач-

ки

Накопленные

показатели

Закач-

ка,

млрд.

29,970

54,418

28,065

Отбор

С,-,

млрд.

28,882

61,761

86,992

59,370

С,-,,

млн. т

4,094

6,415

7,667

5,970

млн. т

1,826

3,487

4,706

3,257

Дополнительный

от-

бор

пластового газа

С,-,,

млрд.

2,909

3,691

2,423

С,_,

млн. т

2,321

3,573

1,876

млн. т

1,661

2,880

1,431

578

Таблица

5.12

Основные

технологические

показатели

по

рекомендуемому

варианту

Годы

разра-

ботки

1998

1999

2000

2001

2002

2007

2012

2017

2022

2027

2032

2034

Отбор,

млн. м

газа

из

пласта

годо-

вой

2090

2030

1940

2700

2690

2670

2650

2630

2600

2530

1570

1350

накоп-

ленный

339343,911

341373,911

343313,911

346013,911

348703,911

362123,911

375413,911

388623,911

401723,911

413653,911

423273,911

426083,911

газа

годо-

вой

2061

2001

1911

2656

2651

2632

2608

2591

2570

2490

1540

1330

сухого

накоп-

ленный

349064

351065

352 976

355632

358283

371485

384 569

397 559

410464

423204

432 664

435 434

Расход

энер-

гети-

ческо-

го газа

годо-

вой,

млн.

500

200

Закачка аген-

та,

млн. м

годо-

вая

1009

1005

1007

2483

2435

2428

2452

2428

0,914

—

накоп-

ленная

1009

2 014

3021

5504

7 939

20077

32253

44441

54 418

—

Работа

добываю

щих

скважин

дебит,

тыс.м

сут

47,8

46,4

44,30

84,5

84,2

83,6

83,0

82,4

81,4

79,2

49,2

42,3

де-

прес-

сия,

МПа

0,315

0,310

0,30

0,627

0,62

0,628

0,632

0,633

0,666

0,958

0,733

0,676

Работа

нагне-

татель-

ных

сква-

жин,

прие-

мис-

тость,

тыс.м

сут

153,5

152,9

153,3

246,3

241,6

243,2

241,6

90,7

—

Давление,

МПа

плас-

товое

3,5

3,45

3,40

3,37

3,33

2,57

2,49

1,54

1,44

на

устье

добы-

ваю-

щих

3,07

3,03

3,00

2,35

2,36

2,32

2,28

2,25

2,02

0,344

0,721

0,728

Число скважин

добы-

ваю-

щих

141

103

нагне-

татель-

ных

наблю-

датель-

ных и

пьезо-

метри-

ческих

Таблица

5.13

Показатели

по

добыче

конденсата

по

рекомендуемому

варианту

Годы

разра-

ботки

1998

1999

2000

2001

2002

2007

2012

2017

2022

2027

2032

2034

Отбор

газа из

пласта,

млн.

2090

2030

1940

2700

2690

2670

2650

2630

2600

2530

1570

1350

Расход

энерге-

тичес-

кого газа,

млн. м

500

200

Пласто-

вое дав-

ление в

зоне

дрени-

рования,

МПа

3,5

3,45

3,4

3,37

3,33

3,3

3,13

2,37

1,85

1,71

Потенци-

альное со-

держание

, г/м

добывае-

мого

газа

(с

учетом

энергети-

ческого)

среднего-

довое

42,71

42,70

42,32

50,08

50,54

50,14

49,69

48,55

45,57

50,98

57,13

59,68

Условия

ции

сепара-

после

ДКС-ХСГС

давле-

ние, МПа

4,0

темпе-

ратура,

"С

-15

Технологические

потери конденса-

та,

г/м

1\обывае-

мого

газа (с уче-

том энергетичес-

кого)

всего

7,24

7,38

7,51

7,58

7,64

8,18

9,05

9,85

10,23

10,09

9,94

9,91

в том

числе

унос

газом

сепара-

ции

7,18

7,32

7,45

7,52

7,58

8,11

8,98

9,77

10,14

10,0

9,85

9,82

Добыча конденсата

г/м

добываемого

газа (с

учетом

энергетического)

стабиль-

ного

35,47

35,32

34,81

42,5

42,9

41,96

40,64

38,70

35,34

40,89

47,19

49,77

неста-

бильного

70,29

68,64

66,57

80,81

81,25

74,51

64,67

56,24

48,43

56,2

67,1

71,74

тыс. т

стабиль-

ного

91,867

89,36

84,937

123,25

123,981

120,425

115,824

109,521

98,952

111,63

83,526

77,143

неста-

бильного

182,06

173,66

162,44

234,37

234,80

213,84

184,33

159,16

135,60

153,42

118,76

111,19