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

Для повышения эффективности разработки месторождения в этих условиях необходимо внедрять методы воздействия, которые учитывают конкретные геолого-промысловые особенности истощенного пласта. Обоснованию методов повышения углеводородоотдачи нефтегазоконденсатных пластов на завершающей стадии и, в частности, на конечном этапе завершающей 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 призабойной зоны, методы изоляции притока пластовых вод и т.п.;

методы площадного воздействия, основанные на нагнетании в пласт различного рода внешних газообразных и жидких агентов.

К методам первой группы относятся создание на забое добывающей скважины предельно низких давлений, вплоть до вакуума, различной мощности взрывы, методы теплового воздействия на забой скважины и т.п. К методам второй группы можно отнести нагнетание воды и газа, в том числе при доразработке остаточных запасов жидких углеводородов пласта после перевода месторождения в режим ПХГ.

Несмотря на значительное количество предложенных и реализуемых методов воздействия на газоконденсатный пласт, подавляющее большинство из них предназначено для использования в условиях, когда пласт еще обладает существенными энергетическими возможностями.

Автором теоретически и экспериментально обоснованы методы локального и площадного воздействия на пласт, объектом внедрения для которых являются газоконденсатные месторождения на конечном этапе завершающей стадии разработки, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) р < р„. 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 пластового флюида газообразными и жидкими агентами. Обоснованию этих методов 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„ газоконденсатный пласт как объект разработки углеводородов обладает такими особенностями, как низкое пластовое давление и двухфазное состояние углеводородной смеси с низкой насыщенностью жидкой фазой ниже уровня гидродинамической подвижности при небольшом содержании жидких углеводородов в газовой фазе, а эксплуатационные скважины такого пласта при значительной их глубине имеют крайне малые забойные давления. Вследствие этого применение конденсированных агентов (жидкостей), обладающих большой массовой плотностью, для вытеснения остаточных углеводородов на истощенных газоконденсатных месторождениях возможно только одновременно с внедрением способа эксплуатации скважин, обеспечивающего их нормальную работу при высоком содержании жидкости в продукции пласта. В то же время применение газо-

образного агента с той же целью должно быть направлено не просто на вытеснение газовой фазы, а на вовлечение в процесс фильтрации и извлечение из пласта части жидкой углеводородной фазы. В этом случае очевидны преимущества газообразного агента. В качестве нагнетаемого агента можно использовать такие доступные в промысловых условиях газы, как метан (газ сепарации конденсата), азот, двуокись углерода, сероводород. Если сопоставить чистые газы по константам фазового равновесия в рассматриваемых термобарических условиях, то предпочтение следует отдать метану. В табл. 2.17 приведены значения констант фазового равновесия газов в диапазоне давлений схождения систем от 14 до 70 МПа. Наиболее подходящими для испарения в них конденсата являются такие газы, как метан и двуокись углерода. Азот (рис. 2.54) имеет неприемлемо высокие (слабое испарение жидкости), а сероводород неприемлемо низкие (сильная растворимость газа в жидкости) значения констант фазового равновесия.

Поскольку использование двуокиси углерода в качестве нагнетаемого в пласт агента сопряжено с необходимостью осуществления дорогостоящих мероприятий по защите оборудования от коррозии, то в общем случае более предпочтительно, очевидно, воздействие с использованием метана.

Таблица 2.17

Константы фазового равновесия газов в условиях истощенного газоконденсатного пласта

10 р, МПа

200 М, г/моль

Рис. 2.54. Зависимость констант фазового равновесия метана {1] н азота (2) от давления для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа при температуре 62 4:

Рис. 2.55. Отношение К констант фазового равновесия алканов прн 62 н 20 °С в пласте с давлениями 5 и 25 МПа как функция молярной массы М для газоконденсатных смесей с давлением схождения 34,3 МПа

Использование сухого углеводородного газа, например перекачиваемого по магистральному газопроводу "Сияние Севера" тюменского газа, имевшего следующий состав на апрель 1988 г.:

Компоненты.......... Азот С, С, изо-С, н-С, Сумма

Содержание (доли), %

мольные.............. 3,483 86,813 6,409 2,208 0,298 0,527 0,261 О 100

массовые............ 5,256 75,057 10,483 5,431 0,967 1,721 1,085 О 100,

В качестве нагнетаемого агента с целью испарения в него пластовых жидких углеводородов и последующего извлечения из пласта, очевидно, могло дать несколько худшие результаты, нежели чистый метан. Однако по совокупности преимуществ (невысокая стоимость, отсутствие необходимости организации производства по выделению чистого метана) этому газу во многих случаях можно отдать предпочтение. Следует отметить, что при типичных температурах газоконденсатных пластов, порядка 60-100 °С, испаряемость фракции С2+ в газовую фазу будет существенно значительней, чем при стандартной температуре 20 °С (рис. 2.55). Особенности процесса нормального испарения жидкой углеводородной фазы в условиях истощенного газоконденсатного пласта, в частности такая сторона процесса, как селективность при вытеснении равновесной пластовой газовой фазы нагнетаемым газообразным агентом, требовали экспериментального и аналитического исследования. Представляло научный и практический интерес установление зависимости между объемами закачанного агента и интенсивностью испарения конденсата и образующих его компонентов, определяющей компонентоотдачу пласта при воздействии на него.