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

Таблица 2.10

Динамика молярной доли (%) КГФ [т/м) и молярной массы М (г/моль) в равновесной газовой фазе при закачке газа, обогащенного компонентами С (давление 10 МПа, температура 62 °С)

Накопленный объем закачанного углеводородного газа достигал в опытах не менее пяти объемов "порового пространства". Результаты опытов, позволяющие оценить влияние состава нагнетаемого газа на вынос конденсата в газовой фазе, приведены в табл. 2.10 и на рис. 2.33. Сравнивая отдельные опыты, можно прийти к весьма важному заключению, что при прочих равных условиях на равновесное конденсатосодержание газовой фазы влияет не только содержание компонентов С2+ в нагнетаемом газе, но и не в меньшей степени молярная масса С2+. Так, при практически одинаковом содержании С2+ в газе, нагнетаемом в "пласт" в опытах 2 и 3, в первом случае отмечается увеличение КГФ, а во втором - резкое падение 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 жидкой фазой (б) при давлении 10 МПа и температуре 62 °С как функции объема V закачанного газа в объемах пор (номер кривой соответствует номеру опыта)

сунка следует, что независимо от состава нагнетаемого газа равновесное конденсатосодержание газовой фазы не превышает 50 - 55 г/м для исследованной 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 С5+, но и этот слабый и непродолжительный эффект достигается за счет испарения из выпавшего конденсата его легкой части (см. табл. 2.9). Обогащение прокачиваемого газа пропан-бутановой смесью приводит не к повышению, а к уменьшению содержания С5+ в газовой фазе смеси (см. рис. 2.33). Анализируя 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 прокачиваемый углеводородный газ любого компонентного состава при давлениях ниже 10-15 МПа можно рассматривать, как правило, только в качестве способа попутного извлечения фракции С5+ при эксплуатации истощенного пласта в режиме подземного газохранилища.

Разработка нефтяной оторочки с помощью растворителей

Многие газоконденсатные месторождения характеризуются наличием нефтяной оторочки. Она может быть либо сплошной, подстилающей газоконденсатную область залежи, либо, как правило, разорванной, когда нефть залегает в виде узкого кольца или цепочки фрагментов кольца.

Промышленная значимость оторочки определяется, прежде всего, абсолютным количеством запасов нефти. Однако важными критериями могуг 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 в 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 нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Автор, кроме того, убежден в том, что применительно к таким сложным объектам, как газоконденсатный пласт, в том числе с нефтяной оторочкой (или тем более поэтому), необходимо соблюдать принцип "не навреди". Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могуг быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители.

Исходя из этих представлений, автор с сотрудниками исследовали возможность применения растворителей для интенсификации добычи нефти при разработке нефтяной оторочки ГКМ.

Маломощная нефтяная оторочка газоконденсатной залежи как объект разработки запасов нефти обладает целым рядом особенностей, отличающих этот объект от нефтяных и газонефтяных залежей. Например, при значительной протяженности в горизонтальной плоскости нефтяные оторочки зачастую имеют мощность, измеряемую немногими десятками и даже 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, запасами газоконденсатной смеси дает возможность обеспечить комплексный подход к разработке месторождения углеводородов как единой системы. 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 разработкой на истощение степень извлечения запасов нефти.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа наметили 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 вытеснения нефти нефтяной зоны.

Преимущества вытеснения нефти растворителями - особенно возможность получения высоких коэффициентов извлечения запасов нефти - широко известны [4, 12]. Специфика организации процесса подобного рода на нефтегазоконденсатном месторождении состоит в том, что имеется достаточно широкий выбор агентов-растворителей, что обеспечивает 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 к филипповской залежи Оренбургского газоконденсатного месторождения.