Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 [ 166 ] 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Рнс. 5.7. Влияние присутствия промежуточных углеводородов на давление начала конденсации газоконденсатной смеси:

1 - смесь с содержанием С5+ = = 4,23 % (молярная доля), не содержащая фракции - С,;

2 -смесь с содержанием С5+ = = 4,62 %, содержащая 12,21 % фракции С2-С4

С 5+, % (молярная доля) 5

45 l,МПа

Так, автор с сотрудниками получили патент на следующий способ разработки газоконденсатного месторождения [17].

После ввода месторождения в эксплуатацию из продуктивного пласта отбирают углеводородную смесь в режиме истощения до давления максимальной конденсации фракции Сг -С4 пластовой смеси. Затем продолжают разработку с частичным поддержанием давления путем нагнетания в пласт сухого углеводородного газа. В том случае, если начальное содержание Cj - С4 в пластовой смеси меньше двухкратного содержания С5+, перед закачкой сухого углеводородного газа создают в пласте оторочку, представляющую собой насыщенный этан-пропан-бутановой фракцией углеводородный газ. Объем оторочки должен быть не менее 15 % порового объема пласта или его части, в пределах которой осуществляется воздействие. Перед началом испытаний выполнили анализ результатов проведенных ранее экспериментов, в которых изучалось влияние начального состава пластового газа газоконденсатного месторождения на коэффициент извлечения конденсата при разработке месторождения.

Было изучено влияние содержания фракции Cj -С4 в пластовом газе на процесс фазового перехода при разработке пласта на режиме истощения. Установлено, что при изменении начального содержания Cj - С4 в модельной газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжинские отложения) месторождения давление начала конденсации пластового газа и текущее содержание конденсата (С5+) в добываемом газе также изменяются пропорционально содержанию Cj -С4 (см. рис. 5.6). Отсюда следует, что путем нагнетания в пласт в процессе его разработки смеси сухого газа с фракцией Cj -С4, концентрация которой в этой смеси превышает концентрацию Cj -С4 в пластовом газе, можно увеличить текущую и конечную конденсатоотдачу пласта. Была получена зависимость коэффициента извлечения конденсата к моменту снижения давления до давления 1,5 МПа от отношения содержания фракции С2-С4 к содержанию фракции С5+ в пластовом газе, аналогичная приведенной на рис. 5.5. Согласно этой зависимости, по мере увеличения отношения (Cj -С4)/С5+ коэффициент извлечения конденсата возрастает, причем особенно резко

до значений отношения, равных 2 - 3. Если начальное содержание фракции Cj -С4 меньше двукратного содержания С5+, целесообразно перед нагнетанием сухого углеводородного газа создать в пласте оторочку из смеси сухого газа и фракции Cj -С4, причем содержание Cj -С4 в этой смеси должно быть выше, чем в равновесной пластовой фазе при термобарических условиях истощенного к моменту начала воздействия пласта. Количество закачиваемой смеси сухого газа и Cj -С4 должно соответствовать объему не менее чем 15 % объема пор пласта или его части, где будет осуществляться воздействие на пласт. Это следует из данных, полученных автором в ходе экспериментального обоснования объема оторочки растворителя при вытеснении пластовых углеводородов из неоднородного пласта, каковыми являются практически все вмещающие газоконденсатные залежи-коллекторы. Таким образом, при воздействии на пласт конденсатоотдача оказывается выше, чем при истощении, во-первых, из-за вытеснения пластовой газовой фазы с растворенным в ней конденсатом и, во-вторых, из-за испарения части выпавшего конденсата, составляющего обычно неизвлекаемые потери.

В качестве примера реализации предложенного способа воздействия на пласт были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса разработки на режиме истощения газоконденсатного месторождения, начальное содержание фракции Cj -С4 в пластовом газе которого составляет 8,1 %, а фракции С5+ - 5,28 %, т.е. отношение (Cj -С4)/С5+ = = 1,5 < 2.

Модель газоконденсатного месторождения (пласта) представляла собой цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 30 мм, длиной 1000 мм, заполненную утрамбованной широкой фракцией кварцевого песка. Пористость модели составляла 29 %, проницаемость 64 • 10"м. Поровое пространство модели сначала заполняли метаном, создавали в модели давление около 35 МПа и нагревали ее до 84 °С. Затем при этих термобарических условиях замещали метан на смесь алканов от метана (С,) до гептадекана (С,,). По своим термодинамическим и физико-химическим параметрам смесь была близка к натурным газоконденсатным смесям: давление начала конденсации 30,8 МПа (при температуре 84 °С), начальный конденсатогазовый фактор 280 г/м.

Первым из трех экспериментов моделировалась разработка ГКМ на режиме истощения до конечного давления 1,5 МПа. Динамика состава продукции и материального баланса добываемых углеводородов контролировалась с помощью комплекса приборов, включавших образцовые манометры, хроматограф, газовый счетчик и некоторые другие устройства. Отбор продукции модели осуществляли с темпом, обеспечивающим равновесный межфазный массообмен. К концу истощения из модели было отобрано 23 % пентанов плюс вышекипящих.

Второй эксперимент отличался от первого тем, что процесс истощения до давления максимальной конденсации фракции Cj -С4, равного 16 МПа, вели без поддержания давления, а затем с частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа, пока пластовое давление не понизилось до 1,5 МПа. К концу эксперимента из модели было отобрано 24,5 % пентанов плюс вышекипящих.

Третий эксперимент отличался от второго тем, что после истощения модели до давления, равного давлению максимальной конденсации фракции Cj -С4, процесс осуществляли с закачкой смеси, содержащей метан и

12,2 % фракции Cj -С4, пока в модели пласта не была создана оторочка из этой смеси объемом 15 % объема пор модели. Затем продолжили процесс истощения с частичным поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа.

К концу эксперимента коэффициент извлечения фракции пентаны плюс вышекипящие составил 30,5 %.

Таким образом, эксперименты показали, что разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения до давления максимальной конденсации Cj -С4 с дальнейшим частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа позволяет повысить конденсатоотдачу пласта по сравнению с разработкой без воздействия. Кроме того, показано, что в случае, когда начальное содержание Cj-С4 в пластовой смеси меньше двукратного содержания С5+, создание оторочки из смеси углеводородного газа и фракции Cj -С4 объемом не менее 15 % объема пор зоны воздействия позволяет обеспечить дополнительное увеличение углеводородоотдачи пласта.

Описанный способ, как было указано, предполагает реализацию на объектах типа валанжинских отложений Уренгойского месторождения и позволяет существенно повысить конденсатоотдачу пласта.

Вытеснение выпавшего конденсата растворителем (эксперимент на Вуктыле)

Опытно-промышленный эксперимент по вытеснению выпавшего ретроградного конденсата углеводородным растворителем был осуществлен на Вуктыльском ГКМ согласно проекту, получившему название "Конденсат-1".

В проекте был обоснован выбор опытного участка на месторождении, имеющем сравнительно небольшие размеры и остаточные запасы углеводородов, что позволяло в короткие сроки получить промысловые результаты, необходимые для оценки эффективности воздействия и сопоставления с ранее выполненными лабораторными и теоретическими данными (см. раздел 2.1).

В качестве такого полигона был выбран участок залежи на северном куполе месторождения в районе УКПГ-1, ограниченный по периметру прямыми, соединяющими на структурной карте скв. 93, 91, 92, 106, 105, 104, 159. В центре участка располагались скв. 38 и 103, одна из которых (СКВ. 103) была выбрана как нагнетательная. Для оперативного контроля за процессом отбора из пласта вытесняемой углеводородной смеси вблизи центральной группы скважин были специально пробурены дополнительно две скважины (256 и 257). Контрольно-эксплуатационные скважины первого контура 38, 256 и 257 расположены от нагнетательной скв. 103 на расстояниях соответственно 225, 175 и 450 м (по подошве отложений московского возраста). Добывающие скважины второго контура (93, 91, 92 и др.) расположены от нагнетательной скважины на расстояниях в основном не менее 1 км.