13.6 Особенности разработки газоконденсатной залежи. Явления обратной конденсации. Особенности разработки газонефтяных и нефтегазовых залежей

Основные особенности поведения газоконденсатных систем связаны с соответствующими фазовой диаграмме явлениями обратной конденсации и испарения. Эти особенности приводят к тому, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов ( конденсата).

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Считается, что эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия. Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального (или давления на­чала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. Это приводит к необходимости учета изменения во времени, например, фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах скважин.

Если газоконденсатное месторождение разрабатывается на истощение, то конденсат в пласте выпадает повсеместно. Однако выпадающий конденсат зачастую мало изменяет коэффициент газонасыщенности всего пласта. Следовательно, при разработке газоконденсатного месторождения на истощение (при малом удельном содержании конденсата в газе) фильтрационные течения могут рассматриваться в рамках однофазных течений, так как выпадающий конденсат неподвижен. Малая конденсатонасыщенность пласта приводит к небольшим изменениям его емкостных и фильтрационных параметров. Двухфазная фильтрация имеет место в призабойной зо­не пласта.

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте аналогичны течениям газированной жидкости. Эта аналогия позво­лила некоторым исследователям предложить модели фильтрации газоконденсатных систем и вывести соответствующие дифференциаль­ные уравнения. При этом они исходили из рассмотрения фильтрации бинарной системы, оправдавшей себя при исследовании газирован­ной жидкости. Интегрирование полученных дифференциальных уравнений позволило найти решение некоторых задач устано­вившегося притока газоконденсатных систем к скважине.

При решении проблемы максимизации добычи конденсата из пласта возникает необходимость поддержания пластового давле­ния в процессе разработки газоконденсатного месторождения. Эффективность и целесообразность поддержания пластового давления зависят от содержания конденсата в газе, общих запасов газа и конденсата, глубины залегания пласта, географического местоположения промысла, стоимости проходки скважин и сооружения объектов по поддержанию давления, извлечению и переработке конденсата и других факторов.

Поддержание пластового давления может осуществляться закачкой сухого (отбензиненного) газа или воды. Закачка сухого газа применяется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определенного вре­мени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приемистости нагнетательных скважин и степени рнеоднородности пласта по коллекторским свойствам.

Каждый из методов поддержания пластового давления имеет свои преимущества и недостатки. Наибольшее извлечение конденсата достигается при обратной закачке сухого газа в пласт (сайклинг-процесс) . При этом процессе имеются системы добывающих и нагнетательных скважин. Из добывающих скважин извлекается жирный газ. Через нагнетательные скважины в пласт закачивается сухой газ. При этом преследуется следующее. Во-первых, закачка сухого газа позволяет поддерживать пластовое давление на уровне начального (или давления начала конденсации). В результате ретроградные процессы не про­исходят до тех пор, пока поддерживается пластовое давление.

Во-вторых, сухой газ вытесняет к скважинам жирный газ. Данный положительный фактор превращается затем в свою противопо­ложность. Сухой газ по наиболее дренируемым участкам и пропласткам избирательно прорывается к добывающим скважинам. Наступает момент, когда рециркуляция газа становится нерента­бельной. Тогда разработка газоконденсатного месторождения про­должается на режиме истощения пластовой энергии.

Основной недостаток этого процесса - относительно длитель­ная (несколько лет) консервация запасов газа. Определенные пре­имущества в этом отношении имеет частичная закачка сухого газа, когда добывается конденсат с одновременной подачей некоторой доли добытого газа потребителю и закачкой остального сухого га­за обратно в пласт. При частичной закачке сухого газа только его часть (40 - 80 % общей добычи) закачивается обратно в пласт. По­этому при частичном поддержании давления оно уменьшается в процессе разработки с самого начала. Здесь выигрыш заключается в том, что запасы газа не консервируются, проигрыш - в достиже­нии меньшего конечного коэффициента конденсатоотдачи пласта (по сравнению с поддержанием давления на уровне начального).

Для закачки сухого газа требуются компрессоры высокого давления, что в некоторых случаях может быть ограничивающим фактором. При закачке сухого газа образуются целики жирного газа, происходит прорыв в добывающие скважины сухого газа по отдельным высокопроницаемым и дренируемым пропласткам. Это, естественно, снижает эффективность процесса закачки сухого га­за. Добыча конденсата после прорыва в скважины сухого газа па­дает во времени (при постоянном отборе газа из месторождения).

При разработке нефтяных месторождений с применением площадного заводнения для уменьшения обводнения и увеличения нефтеотдачи изменяют направление вытеснения в результате изме­нения режимов закачки и отбора, избирательного отключения сква­жин и т.д. Использование такого метода регулирования разработки при обратной закачке газа также может дать большой эффект в случае, если добывающие и нагнетательные скважины располагать, как в вариантах площадного заводнения нефтяных месторождений.

Пусть имеем два элемента пятиточечной системы поддержания пластового давления в газоконденсатной залежи (рис.3.24). Добывающими служат скважины А, В, С, D, E, F, нагнетатель­ными - М и N.

Рис.3.24. Границы раздела жирного и сухого газов при использовании в качестве нагнетательных скважин М и N

На рис.3.24 показаны положения границы раздела между жирным и сухим газами на момент прорыва сухого газа в добывающие скважины. Образующиеся при этом целики жирного газа заштрихованы. Для их вымывания требуется длительная про­качка сухого газа через пласт. Предположим, что добывающую скважину F превратили в нагнетательную.

На рис.3.25. она приве­дена вместе с соседними добывающими скважинами и примыка­ющими к ней целиками газа.

Рис.3.25. Граница раздела жирного и сухого газов (окружность) после перевода добывающей скважины F в нагнетательную

Границу закачанного сухого газа в скважину F изобразили в виде окружности (без учета языкообразования). Тогда заштрихованные участки на рис.3.25 характеризуют дополнительную добычу жирного газа из ранее сформировавшихся целиков газа.

Данным примером регулирования мы ограничимся, хотя мож­но было бы привести и другие аналогичные варианты воздействия на процесс обратной закачки сухого газа в пласт. Противопоказания процессу обратной закачки сухого газа в пласт - специфические особенности геологического строения залежи. Так, при резкой литологической изменчивости коллектора, неравномерной трещиноватости не обеспечивается высокий коэффициент охвата вытесне­нием жирного газа сухим. Сухой газ быстро прорывается в добы­вающие скважины, и эффективность процесса резко снижается.

При заводнении газоконденсатного пласта могут реализовать­ся законтурное или внутриконтурное заводнение (рис.3.26., 3.29.). В первом случае нагнетательные скважины располагаются за внеш­ним контуром газ - вода; во втором - в пределах площади газонос­ности. В последнем случае целесообразно нагнетание воды вблизи контакта газ - вода.

Рис.3.26.Размещение скважин при законтурном заводнении газоконденсатной залежи: 1 – нагнетательные скважины; 2 – добывающие.

При закачке воды возможно преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности параметров пласта по площади и толщине, а также неравномерного дренирования отдельных пачек, пропластков. Процесс неравномерного дренирования залежи в добывающих скважинах осложняется неравномерной за­качкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетательных сква­жинах. Кроме того, при закачке воды за фронтом вытеснения оста­ется газ при высоком пластовом давлении, что способствует сниже­нию коэффициентов газо- и конденсатоотдачи пласта.

Рис.13.27. Схемы внутриконтурного заводнения газоконденсатной залежи при нали­чии контурной (а) или подошвенной (б) воды. Скважины: 1 - добывающие; 2 – нагнетательные.

Закачка воды имеет и положительные стороны. При закачке воды с самого начала разработки месторождения газ подается потребителю. Так как давление поддерживается на определенном уровне (оптимальное поддерживаемое давление как при закачке газа, так и при закачке воды определяется технико- экономическими расчетами), то оттягивается срок сооружения дожимной компрессорной станции. Постоянство поддерживаемого пластового давления также обеспечивает стабильную добычу конденсата.

Особенности газоконденсатных систем необходимо учитывать при проектировании систем сбора, транспортировки, извлечения конденсата и обработки газа. Эти особенности отражаются в расчетах движения двухфазных систем в стволе скважин и газо­сборных сетях, в установлении оптимальных технологических па­раметров, характеризующих работу установок обработки газа.

Большинство исходных геолого-физических данных, необходимых для проектирования разработки газоконденсатного место­рождения на истощение, аналогично исходным данным, исполь­зуемым при проектировании разработки газовых месторож­дений. При рассмотрении вариантов разработки газоконденсат­ного месторождения с поддержанием пластового давления закач­кой сухого газа или воды требуется большая степень достоверной информации о геологическом строении залежи, изме­нении коллекторских свойств по площади залежи и по толщине пласта, характеристика водонапорной системы и данные о пара­метрах водоносного пласта. К числу дополнительных исходных параметров относятся данные о приемистости нагнетательных скважин по газу или воде. Необходима также статистическая об­работка кернового материала. В результате определяется функция распределения проницаемости, позволяющая рассчитывать, на­пример, эффективность процесса обратной закачки газа.

Основные отличия в исходной информации, необходимой для проектирования разработки газоконденсатных месторождений, определяются особенностями поведения газоконденсатной системы при изменении давления и температуры. Эти особенности учитываются построением изотерм конденсации. При проектировании системы разработки месторождения и обустройства про­мысла наибольшее значение имеют пластовая изотерма конденсации и изотермы конденсации для различных возможных тем­ператур сепарации газа.

Пластовая изотерма конденсации определяет количество выпадающего в пласте конденсата в кубических сантиметрах из 1 м³ га­за при изменении среднего пластового давления в процессе разра­ботки месторождения. Пластовая изотерма конденсации характеризует потери конденсата в пласте при разработке месторождения на «истощение.

В результате экспериментов на бомбе PVT устанавливают зависимости от давления потерь и выхода конденсата. Определяют динамику выхода каждого компонента в отдельности. Находят конечный коэффициент извлечения конденсата при моделировании процесса разработки газоконденсатного месторождения в режиме истощения пластовой энергии.

При помощи изотерм конденсации в условиях различных температур сепарации газа определяется соответствующий каждой температуре выход конденсата. Технико-экономическими расчетами, основанными на учете добычи конденсата при различных температуpax сепарации, затрат на поддержание различных температур сепарации газа, а также температурного режима магистрального газо­провода устанавливается оптимальная температура сепарации газа. Различают изотермы стабильного и нестабильного конденсата. В зависимости от решаемых задач используется изотерма контакт­ной или дифференциальной конденсации. Процессы, проходящие в пласте при разработке газоконденсатного месторождения на исто­щение, в наибольшей мере соответствуют дифференциальной кон­денсации

Показатели разработки газоконденсатного месторождения на истощение

Газоконденсатные месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии при небольшом содержании конденсата в газе, когда для дополнительного извлечения конденсата под­держивать давление в месторождении нецелесообразно, т.е. не рен­табельно.

Определение показателей разработки газоконденсатного месторождения на истощение мало отличается от соответствующих расче­тов для газовых месторождений. Для определения зависимости из­менения во времени давления в залежи можно воспользоваться результатами дифференциальной конденсации на бомбе PVT или уравнением материального баланса для газоконденсатной залежи .

Выпадение конденсата влияет на фильтрационные процессы в призабойной зоне скважин, на коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока.

Следует чуть подробнее остановиться на уравнении притока газоконденсатной системы к скважине. Здесь отсутствует какой-либо устоявшийся подход к исследованию газоконденсатных скважин, к прогнозированию изменения в процессе разработки продуктивной характеристики скважины, в частности, изменения коэффициентов фильтрационных сопротивлений. Сложность задачи связана с постоянным выпадением конденсата в пласте и призабойной зоне. Выпа­дающий в призабойной зоне конденсат при определенной конденсатонасыщенности начинает притекать к скважине. Поэтому коэффи­циенты фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении притока постоянно изменяются. При этом эти изменения необходимо согла­совать с динамикой, притекающей в призабойную зону газоконденсатной системы переменного во времени состава. В такой постановке задача притока газоконденсатной системы к скважине не имеет замкнутого аналитического решения. Поэтому наиболее строгий подход состоит, во-первых, в экспериментальном определении фазо­вых проницаемостей для газа и конденсата при пластовых давлениях и, во-вторых, в численном решении задачи нестационарного, неизо­метрического притока газоконденсатной смеси к системе эксплуата­ционных скважин в многокомпонентной постановке. При этом для газовой фазы учитывается отклонение от закона Дарси, а для кон­денсата принимается справедливость этого закона. Чаще по­ступали следующим образом. По данным исследований газоконденсатных скважин при установившихся режимах фильтрации находили уравнения притока к отдельным скважинам в начальные моменты освоения месторождения. Затем эти уравнения использовались в про­гнозных расчетах, например, на среднюю скважину. Газоконденсатные характеристики введенных в разработку месторождений оказы­вались такими, что указанный приближенный подход, в определен­ной мере, оправдывал себя.

Основное отличие в проектировании разработки газоконденсатного месторождения на истощение от разработки чисто газового месторождения заключается в том, что определяются следующие до­полнительные показатели разработки газоконденсатного месторож­дения.

• Возможные потери конденсата в пласте.

• Данные об изменении во времени добываемого количества и со­става конденсата и газообразной фазы в продукции залежи.

Ответ на первый вопрос позволяет установить целесообразность поддержания пластового давления или разработки месторождения на истощение пластовой энергии. Решение второй задачи необходи­мо при выборе метода переработки газа и конденсата и определе­нии направлений использования продуктов переработки.

Наиболее достоверные результаты применительно к указан­ным задачам получаются на основе исследований рекомбинированной пробы пластового газа в бомбе PVT. Необходимая для расчетов исходная информация, полученная в результате экспе­риментов на бомбе PVT для одной из газоконденсатных систем, приведена в качестве примера на рис.13.28 – 13.30.

Рис.13.28. Пластовая изотерма кон­денсации

Рис.13.29. Изменение молярного содержания М_к добываемой продукции в процессе разработки газоконденсатного месторождени

Рис.13.30. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа от давления. Данные: 1 -экспериментальные; 2 - расчетные

При этом данные, характеризующие залежь и газоконденсатную систему следующие: начальное пластовое давление 31,4 МПа, давление начала конленсации 30 МПа; пластовая температура 394 К, содержание конденсата (бутан плюс высшие) в газе в начальный момент времени при стандартных условиях 904 см³/м³.

Расчет добычи конденсата

Процессы, имеющие место в бомбе PVT отождествляются с процессами проходящими в газоконленсатной залежи при разработке ее на истощение. Это означает что давление на оси абсцисс (см.рис.13.28) отождествляется со средними давлениями в залежи или средними давлениями в зоне дренирования в разные моменты времени. Тогда количество извлекаемого из залежи стабильного конденсата за любой i-й достаточно малый период разработки залежи, приведенное к Р_ат и Т_ст, находится по следующей очевидной формуле:

, (13.49)

Здесь ΔQ_кi и ΔQ_i – соответственно добытые количества стабильного конденсата и газа за i-й интервал разработки (приведенные Р_ат и Т_ст);

q_кi – среднее содержание стабильного конденсата в добываемом газе за рассматриваемый период;

- среднеедавление в залежи или дренируемой зоне пласта на серединуi-го интервала.

Содержание стабильного конденсата в добываемом газе при некотором среднем пластовом давлении равняется:

, (13.50)

Здесь - начальное потенциальное содержание стабильного конденсата в газе (при начальном давлениеР_н), в рассматриваемом примере;

- потери стабильного конденсата в пласте при давлении , определяется по изотерме дифференциальной конденсации, приведеной на рис.13.28. (в рассматриваемом случае).

Суммарное извлеченное из залежи количество стабильного конденсата Q_к к n-му моменту определяется по формуле

, (13.51)

Очевидно, что суммарная добыча конденста существенным образом определяется суммарной добычей газа. Другими словами, коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента газоотдачи. Выполнил несложные преобразования выражения (13.51). Обе части соотношения (13.51) разделим на начальные запасы конденсата . Кроме того, правую часть умножим и разделим на суммарное добытое количество газа.

Тогда имеем

, (13.52)

или

где: - коэффициент газоотдачи

η_к– коэффициент конденсатоотдачи пласта

Физический смысл - среднее содеражение конденсата в добытом с начала разработки газе.

Расчет текущего и конечного коэффициентов конденсатоотдачи целесообразно проводить по формуле (13.52) с использованием необходимых для этого эксперементальных данных исследований на бомбе PVT. Тогда в первом случае в формуле (13.52)nотносится к текущему моменту времени, во втором – к конечному.

В формулу (13.52) входит коэффициент газоотдачи пласта. Он определяется системой разработки месторождения, режимом разработки.