Разработка месторождений газоконденсатного типа

Разработка месторождений газоконденсатного типа

Месторождения газоконденсатного типа.

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабаты­ваются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компо­нентов — газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического про­изводства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэто­му режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оцени­вать как способы добычи и газа, и — особенно — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные залежи в их начальном — на момент открытия — со­стоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающи­ми обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с отно­сительно низкими (8—10) и очень высокими (до 150— 180 МПа) начальными пластовыми давлениями. Основные запасы углеводородов в залежах газо­конденсатного типа приурочены к объектам с начальными пластовыми давлениями 30 — 60 МПа. В отечественной газопромысловой практике раз­работка газоконденсатных месторождений осуществлялась до недавнего времени на режиме использования только естественной энергии пласта. Такой режим («истощения») требует для своей реализации минимальных капитальных вложений и относительно умеренных текущих материальных и финансовых затрат. В истории разработки газоконденсатного месторож­дения, как и при разработке чисто газового, происходит последовательная смена нескольких характерных периодов: освоения и пробной эксплуата­ции; нарастающей, максимальной, падающей добычи; завершающий пери­од. В отличие от разработки чисто газовой залежи в данном случае прихо­дится иметь дело с продукцией, постоянно изменяющей свой состав. Это связано с явлениями ретроградной конденсации пластовой углеводородной смеси при снижении пластового давления. Высокомолекулярные углеводо­родные компоненты смеси после снижения давления в залежи ниже давле­ния начала конденсации рнк переходят в жидкую фазу, которая остается неподвижной практически на всем протяжении разработки месторождения в силу низкой фазовой насыщенности (не более 12—15% объема пор), на­много меньшей порога гидродинамической подвижности (40 — 60 %).

Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истоще­ния сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщенном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений (обычно выше 15 —20 МПа) состав отбираемой из пласта продукции сква­жин изменяется практически таким же образом, как при контактной кон­денсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что снижение давления в системе проводится путем изотермического увеличения объема системы. Этот про­цесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводород­ных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. Следует отметить, что процесс контактной конденсации в га­зопромысловой практике не встречается, но иногда используется при исследовании межфазного массообмена в силу простоты и достаточно высо­кой степени соответствия пластовым явлениям, особенно для повышенных пластовых давлений.

Г.С. Степанова и В.Н. Шустеф подробно изучали особенности процес­са дифференциальной конденсации вуктыльской пластовой смеси, выпол­няя одновременно для сравнения расчеты по контактной конденсации [47]. По данным этих исследователей, граничное давление, ниже которого рас­четные составы газовой фазы для дифференциального и для контактного процессов несколько различаются, равно приблизительно 20 Мпа.

В качестве примера разработки на режиме истощения можно рассмо­треть эксплуатацию запасов углеводородов Вуктыльского газоконденсатного месторождения. История разработки этого месторождения (Республика Коми) началась с открытия в середине 60-х годов крупнейших в европей­ской части России залежей углеводородов в пермско-каменноугольных карбонатных отложениях. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субмеридионального простирания площадью более 250 км2 и амплитудой свыше 1500м (по подошве ангидритовой пачки кунгурского яруса). Склад­ка располагается в осевой части Верхнепечорской впадины Предуральского Краевого прогиба (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Запад­ное крыло складки крутое (до 70 —90°), свод узкий гребневидный; в при-осевой части складки это крыло нарушено надвигом, падающим на восток под углом 65 — 70°. Амплитуда вертикального смещения около 600м. Вос­точное крыло складки относительно пологое (20 — 25°).

В геологическом разрезе присутствуют ордовикско-силурийские, ка­менноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертич­ными. Установлены две газоконденсатные залежи. Основная залежь при­урочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторич­ным доломитам визейско-артинского возраста. Продуктивная толща по вертикали составляет около 800м; она перекрыта 50—100-метровой дачкой трещиноватых аргиллитов верхнеартинского подъяруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса, являющейся хорошей покрыш­кой. Открытая пористость коллекторов изменяется от 5 — 6 до 22 — 28%, проницаемость колеблется от 10-15— 10-16 до (4 — 8)10-12 м3 . Залежь массив­ная, сводовая, тектонически ограниченная. Глубина залегания кровли ре­зервуара 2100—3300м. Имеется нефтяная оторочка.

Пластовая газоконденсатная смесь характеризовалась следующим на­чальным усредненным составом, % (молярные доли): метан 74,6; этан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат имел начальную плотность около 0,745 г/см3, содержание в нем метановых углеводородов составляло, % (молярные доли), 71; ароматических 11,9; наф­теновых 17,1. В конденсате было от 0,5 до 1,2% парафина, от 0,02 до 0,09 % серы. Нефть нефтяной оторочки легкая (плотность 0,826 — 0,841 г/см3), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), содержание серы в ней от 0,15 до 0,22%.

Начальные запасы газа на Вуктыльском месторождении составляли 429,5 млрд. м3, конденсата 141,6 млн. т, Начальная характеристика пластовой системы оценивалась следующими средними величинами: пластовое давле­ние 36,3 МПа, температура 62 °С, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,4МПа, конденсатогазовый фактор 360 г/см3.

Разработка Вуктыльского НГКМ была начата в 1968г. Генеральный план расстановки скважин на месторождении формировался в соответствии с принципами, обоснованными в проектах ОПЭ и разработки. Буре­ние эксплуатационных скважин было начато в 1968г. Залежь разбурива­лась без отступлений от генерального плана, не считая необходимых уточ­нений, связанных с рельефом местности и выдачей резервных точек вза­мен ликвидированных скважин.

Совмещение ОПЭ с разведкой позволило из 44 разведочных скважин использовать 28, т.е. 21 скважину перевести в эксплуатационные, шесть — в контрольно-наблюдательные и одну — в пьезометрические.

Темпы ввода скважин в эксплуатацию резко отставали от проектных, в то же время объемы добычи газа и конденсата соответствовали проекту.

Первые четыре года разрабатывался только северный купол, в кото­ром сосредоточена основная доля запасов газа и конденсата. Южный ку­пол введен в разработку в 1973г. Среднесуточные дебиты поддерживались на максимально возможном уровне. При этом большинство скважин (около 80 %) работало одновременно по лифтовым трубам и затрубному пространству и при максимально допустимых депрессиях, составляющих от 6 до 8 МПа. Диапазон дебитов в тот период был очень большой — от 200 до 2000 тыс. м3/сут. По 15 скважинам среднегодовой дебит был более 1000 тыс. м3/сут, по 40 скважинам от 500 до 1000 тыс. м3/сут.

Учитывая большой этаж газоносности и сложное строение месторож­дения, для наблюдения за поведением пластового давления по залежи ре­зультаты всех замеров приводили к средневзвешенной по запасам плоско­сти с отметкой минус 3025 м. Распределение давления по скважинам до на­чала разработки месторождения определялось положением скважин на структуре и отметкой вскрытых интервалов. Среднее начальное пластовое давление на средневзвешенной плоскости составило 36,3 МПа.

Эксплуатационное бурение позволило к началу 80-х годов довести фонд действующих скважин до полутора сотен. Тем не менее, поскольку бурение отставало от проектных объемов отбора газа, скважины работали с относительно большими депрессиями. К этому периоду времени на мес­торождении были достигнуты максимальные отборы газа — 18—19 млрд. м3 в год. С 1982—1983гг. начался период падающей добычи (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показателей разработки Вуктыльского НГКМ

Показатель

Год разработки

1968

1970

1975

1980

1985

1990

1995

Извлечение газа,

млрд. м3

0.06

0,5

2.815

2,249

Извлечение конден-

сата, млн. т

0.02

0,18

1.705

1,900

0.719

0,460

U32Q3

0,200

0.2155

0,0789

Среднегодовой фонд

действующих сква-

2

3

15

49

59.

63

т

118

145

140

т

155

152

155

жин

Средний дебит одной

2Q

1100

£ifl

532

Ж

Д5

7Q

скважины, тыс, м3

500

528

830

—

—

47

сут

Коэффициент эк-

—

0.87

0.969

0.983

U282

0.917

0.694

сплуатации скважин

0,85

0,95

—

—

—

0,850

Коэффициент ис-

—

0.62

0.69

0.840

0.866

0.848

пользования фонда

—

—

—

—

—

—

скважин

Примечание. В числителе фактические показатели, в знаменателе — проектные.