Аналитика



Особенности аналитических решений задач о притоке к трещине гидроразрыва для анизотропных пластов

Глава 6

ОСОБЕННОСТИ АНАЛИТИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ЗАДАЧ О ПРИТОКЕ К ТРЕЩИНЕ ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ

Гидравлический разрыв пласта является одним из основных способов вовлечения в разработку запасов нефти и газа, приуроченных к плотным низкопроницаемым карбонатным коллекторам [41, 137]. Такие пласты, как правило, характеризуются трещиноватостью, которая приводит к анизотропии проницаемости [14, 187]. При проведении гидроразрыва в этих коллекторах используются не только химически нейтральные жидкости, но и кислоты, растворяющие породу [171]. В последнем случае вокруг трещины может образоваться так называемая зона проникновения кислотного раствора, отличающаяся от остального пласта более высокой проницаемостью. Загрязнение пласта в процессе вскрытия и проведения гидроразрыва, наоборот, может привести к образованию вокруг скважины с трещиной области с ухудшенными фильтрационными свойствами.

В данной главе рассматривается плоское стационарное течение однородной несжимаемой жидкости в анизотропном по проницаемости пласте, содержащем вертикальную трещину гидроразрыва эллиптической формы, заполненную однородной изотропной пористой средой. Предполагается, что фильтрация в пласте и в трещине подчиняется закону Дарси. На основе точного решения задачи о притоке к трещине конечной проводимости в кусочнооднородном анизотропном пласте [47] оценивается влияние анизотропии пласта на дебит скважины после гидроразрыва.

Исследуется плоская стационарная фильтрация однородной жидкости в анизотропном пласте, обусловленная точечным источником (стоком) интенсивности Q, расположенным в центре эллиптического включения с полуосями l, w. Предполагается, что оси включения, моделирующего трещину, параллельны главным осям тензора проницаемости пласта. Пласт является кусочнооднородным; границы областей, различающихся по проницаемости kj = ^kxj kyj и коэффициенту анизотропии г j

kxjlkyj ,

представляют собой соосные эллипсы с центром в начале коорди-

и    2    *2 2    2    ,2    2    2.

нат и полуосями aj и bj, причем aj - bjij = aJ-Ib-1 ij = fj, индекс j = 1, 2, ..., N соответствует номеру области (рис. 6.1); kxj, kyj -главные значения тензора проницаемости. Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h. Включение, моделирующее трещину гидроразрыва, характеризуется проницаемостью kf = kN+1и полуосями l = aN и w = bN, соответствующими полудлине и полуширине трещины.

Если движение жидкости в пласте и в трещине подчиняется линейному закону фильтрации [8, 27], то давление pj и компоненты скорости vxj, vyj в каждой области, включая трещину, которой соответствует индекс j = N + 1, определяются уравнениями

Xj = ij x Yj = ij y; Vxj = ij vxj- Vyj = ij vyj

позволяет перейти в каждой области к эквивалентному течению в изотропной среде с проницаемостью kj и ввести комплексный потенциал этого течения Фу = i$j + fyj. Здесь i$j = kjhpjlц - потенциал,

131

Рис. 6.1. Схема кусочно-однородного анизотропного пласта:

1, 2,    N - однородно-анизотропные области; N + 1 - трещина гидроразрыва

Т/ - функция тока эквивалентного течения. Выражения для комплексного потенциала в каждой из областей имеют вид, аналогичный (3.2):

(6.3)


у2п

N +1nZN +1 *


Здесь G/n - произвольные вещественные коэффициенты; Z/ = X/ + Y - комплексная переменная в области j. Пусть Zc/, Z/ - значения переменной Z/ соответственно на внутреннем и внешнем контурах области j. Тогда уравнения контуров (6.2) принимают вид

j ti , 2 - 2ti ,

e |1 + ql;j e ), l = ce;

2 % j^qj

aj - bj% j    aj-i - bj-H j

qcj = J , „ %    '    qej = '

1aj + bj% -


'aj-i + bj-ii j

На линиях раздела областей давление и нормальная компонента скорости vn должны быть непрерывны [81, 85]. Пусть s и Sj - соответственно длина дуги линии раздела в плоскости (x, у) и ее образа при преобразовании координат (Xj, Yj). Учитывая, что

vn( ху) = Vnj{X j,Yj)dSj/ds = dVj(Xj,Yj)/ds, получим условия сопряжения решений (6.3) на границах (6.4)

11

Re ф j (Zc j) = --Re Ф j (Ze j+1)

kj    kj,1

(6.5)


Im ФjZcj)= Im Ф j+1 (Z e j,1) ,1 < j< N.

6.2. ПОСТРОЕНИЕ РЕШЕНИЯ

Вычисление потенциалов (6.3) осуществляется аналогично приведенному в разделе 3.2. В каждой области течения вводится переменная Vf.

\


05


f


Zj%


1


jj


(6.6)


V j + ¦


V j =


fj2


fj


jJ


-1, Zj =


т    ^k-n    ~,k+n    _    ^    7

Так как C2k = C2k при л < к, имеем

f f \2kfj


2k

2k    n

Zj = L C2k

n= 0


2 (k-n)


05 j J


2%


( f \2k f,

n=1


k    n!

Ck =

n != 1 • 2 • 3 • n.


n

ki( n - k) !

Отсюда получим

ОТ    ОТ    г    -|

I GjZj = I9 jdV 2n + j ] + gp;

(6.7)


k=1    n=1

f    2k

fj 05 j J


C2kn , 2 < j< N + 1;


9jn = I Gk

k=n


2%


( f \2n fj 05 j J


jn


2%


9rn = 0' 9jo = IG


n=1


Сумма ряда по отрицательным степеням Zj в соответствии с выражением (6.6) может быть представлена в виде

-1    ОТ

iGjZf = IEjV f,    1 < j< N ,    En +щ = 0.    (6.8)

п=—от    n=1

Здесь Ejn - вещественные коэффициенты. При |vj < 1 справедливо представление

\ n +1


fj

lnZj = ln0- lnv j +I 1 v jn , 1 j< N + 1.    (6.9)

n=1 n


2% j

Вдоль каждой из кривых (6.4) соответствующая величина |vj постоянна, так как

Vij = Qije , l= ce,1 < j< N + 1.

Здесь j Ф 1 при l = e и j Ф N + 1 при l = c.

Подставляя выражения (6.6)-(6.10) в уравнения (6.5) и приравнивая коэффициенты при sin2nt, cos2nt, получим систему линейных уравнений для вычисления gjn, Ejn:

g j-in qj ЧеТх jl+ x j-i) - gjiqCjX j-i + q-7х j+

П X jhi{l -X j) = 0, 2 < j< N, gin = 0; (6.11)

.    -    2n - 2n

+ gj+in qc j qe ji

l qcN qeN +i(l + XN ) - gN +in(qeN+i + XN ) =


- 2n - 2n /. gNn qcN qeN H

+ g-Lmq^ -

m


e


i


¦ln-


C205qe2


X j =


(6.12)


o    (- i)n+i

"XN ;

2 Uk;

g20

kN +i

n

Q_

l

in Г

2 и

_ ki

2Xi05

- Gio;

Q_

l

in Г

2 и

_ ki

1

2 •-1 О 5

-G

20 ,

<

•h

<

m

-

j

k

kji

c

kj + kj+i


Emn X m = gmn (qcT -Xm ) - gm -^Ле^-иС1 -Xm) -o (- i) ni

(6.13)


-Xm ,1 < m < N .

2ukm

n


Подстановка соотношений (6.7)—(6.9), (6.11)—(6.13) в уравнения (6.3) дает распределение комплексного потенциала эквивалентного течения в каждой из областей пласта:

2n

ф1 =    1^-тг - lnvi+ kiGio- ki(xii - н) Z g2n f—Vi

2и 2x1    2U    n=i {qciq

j-1 kj q

¦ + I —- lnqem + lnq

Q

j

2 л

_ k1

Q

10

2л

j j


k1    2%105gc1    m = 2 km    q

'j ^4n V qjJ


gjn

+

2n

n=11 A jV j

(1 -A j)!,    2    <    j< N;

9 j n


qcjqej+1


Q


Ф.


2 л


k1    2%1    qc1    m =2 km    qc


2ZN +1%N+1qe N +1

+ ln—

fN


+ kN +1G10 + kN +1 I gN +1n(vN +1 + VN +1) .


n=1


Здесь коэффициенты gj„ вычисляются в результате решения системы линейных алгебраических уравнений (6.11) с трехдиагональной матрицей:

-2n N qe m +1 9jn = 9N +1 n 1 &    _2n Fmn ;

m = j qc m

n+1


1

[(! + An )FNn    A N ]    1


_ 4n


(6.15)


q


Fj1 n _ a-


jn    -4n_1    _4n К , л—1 \

qcj A j    qej [(1 +A j_1)


N +1    n    qe N +1

4


cj n (aj1-1)


Q (_ 1)


2nk,


gN H


=


Fm = 0,    2    <    j< N.


В частности, при N = 2, т.е. когда вокруг трещины имеется только одна область, отличающаяся по проницаемости от остального пласта, имеем

Q_

2 п


ln—


05 - lnV1 -


2%


Ф1 = k1G10 +


n -2n 2n 2n -2n 2n

-1) qc1 qe2qc2qe3 V1

-(1+х_)(1+ х2)у-г-\ ' 4c ^e2^e3 V1-_

V 1Л 2)^    4n /    -4n , -i 1 ,    4n -4n л I

n=1 n [ qe2 ^i(qe3 ^2 + 1)+ q^2 (qe3 + ^2 )J

k2    f1

— In ^-+ lnqe2 - lnV2 +


Q


Ф2 = k2G10 +


k1    2%105qc1


2п


(6.16)


,n    2n -2 ni 4n    -2n    2n


n 2n 2n

-1) q^2qe3


)


V2 - V2


+ (1 +^2) У '


n=1 n[q;4n!^1(q^34n^2 +1)+ qC!n(qe3n + ^2)J


k3    f1


Ф3 = k3G10 + ~

2п


k1    2%i05qcL    k2    qc2


+ q^ )(vN+1 + vN2


+ У


qe3nK+1) + qii q--34n +51


При N = 1 в случае трещины гидроразрыва в однородном анизотропном пласте распределение потенциала эквивалентного течения (6.14) принимает вид

,    ч ™ / - n -2n 2n 2n

i2 f ln- 1, -> )У-1) qc1 qni

Ф1 = k1G10 + Q 2п


122%05 - lnV1 - (1 + ^1-( 4Пл +.)

2%1    n=1 n (34 X1 + 1)

n 2Z25qe2, ln 2 2 e2 , f2


Q


(6.17)


Ф2 = k2G10 +


2п


1(v


(-1)


+ У


k2 f1 2 ln 1

k1    2%15qc1

)


, 2n    -2n

VN+1 + VN+1)


n=1

n


В случае изотропного пласта % = 1, fj = f qcj = qej+1 при любых j и выражения для потенциалов (6.14)-(6.17) упрощаются; в частности, соотношения (6.16), (6.17) совпадают с (3.20), (3.21).

Формула притока от удаленного контура к скважине, расположенной в центре кусочно-однородного анизотропного пласта, может быть получена на основе распределения потенциала (6.14) эквивалентного течения в изотропной среде с учетом равенства соответствующих значений давления в обеих средах.

Пусть rw - радиус скважины. Предположим, что rw << fN и rw%N << fN. Учитывая, что полураскрытие трещины гидроразрыва bN ~ (1(3)-10-3 м меньше радиуса скважины rw (0,05(0,1) м, предположим, что основная часть контура скважины zw = rwela расположена в зоне N. Давление на этом контуре определяется из выражения (6.14) при j = N > 2 и в силу малости величины rw не зависит от полярного угла а:

=    Ке(ф N) = -ЯЕ- ln г + ? С,


Pw =


10


kNh


2якхЬ


h


f    ^ к л q

11— + I—ln —

2^1 qc1    m=2 km    qc,


ln г =


ln


(6.18)


А 1 + ^j I QcN qe N+1 \FNn ( + qcN^N)    1    +    ^N]

111 _ Я j t!

FNn (1 + ^N )    1    qe N+1Я


Здесь re - эффективный радиус скважины с трещиной гидроразрыва. При N = 2

2X10sqc1    k    Яс2

lnr =


ln


hezK _1]


qen 2 + !) + яС.22( qe34n + A 2 )]


2 n -2n qc2 qe3


[Я422А1(


n=1 n


В однородно-анизотропном пласте (N = 1) эффективный радиус скважины с трещиной гидроразрыва определяется выражением

В случае трещины бесконечной проводимости kN+1 * да и XN = -1, поэтому выражение для эффективного радиуса скважины после гидроразрыва (6.18) принимает вид

f    N    k    q

lnr = in-f-+У kLin^i .    (6.20)

2%1 qc1 m = 2 km    qcm

Пусть на удаленном эллиптическом контуре с полуосями xc = R^5, yc = Rc%[0,5, где Rc >> f\, задано постоянное давление pc. В координатах Zj этот контур представляет собой окружность Zc = RceJ“, для которой имеем

(6.21)

Вычитая (6.18) из (6.21), получим формулу притока к одиночной трещине конечной проводимости от удаленного контура в кусочно-однородном анизотропном пласте:

Q = 2nk1h бс - 6w

Q0    ^    lnRc/rW .


(6.22)

Здесь Q0 - дебит скважины без трещины гидроразрыва в однородном изотропном пласте с проницаемостью k1. В однородном анизотропном пласте с эллиптическим контуром дебит скважины вычисляется по формуле

(6.23)


Q = Q



lnRc/r


6.3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ

НА ДЕБИТ СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ

ГИДРОРАЗРЫВА

Для оценки влияния анизотропии на эффективность гидроразрыва пласта в табл. 6.1 приведены значения безразмерного дебита Q/Q0 в однородном анизотропном пласте в зависимости от полудлины трещины аь соотношения проницаемостей пласта и трещины Xj и коэффициента анизотропии пласта Расчеты проведены по формулам (6.19), (6.22), (6.23) в предположении, что радиус контура Rc = 500 м, радиус скважины rw = 0,05 м, половина раскрытия трещины b1 = 2 • 10-3 м, коэффициент анизотропии трещины Х2 = 1.

Представленные результаты показывают, что гидроразрыв в анизотропном пласте приводит к максимальному увеличению дебита скважины, если трещина параллельна оси наименьшей проницаемости пласта, т.е. при x < 1. Такая ситуация имеет место, например, в случае, когда трещина гидроразрыва ортогональна системе естественных трещин. При x < 1 особенно важен учет конечной проводимости трещины гидроразрыва, так как значения дебита, полученные для идеальной трещины (X1 = -1), оказываются значительно выше, чем рассчитанные при |X1| < 1 и соответствующие реальным условиям.

При использовании стандартных технологий проведения гидроразрыва направления создаваемой трещины и естественных трещин пласта обычно совпадают, т.е. xi > l. В анизотропных пластах при > l эффективность гидроразрыва ниже, чем в изотропных. Для получения такого же прироста дебита, что и в изотропной среде, при наличии анизотропии требуется создание более длинных трещин. Из табл. 6.1 видно, что увеличение дебита с ростом длины трещины в анизотропных пластах происходит тем медленнее, чем больше . Причем при > l для трещин конечной проводимости снижается предельная длина, т.е. такая длина трещины, превышение которой не приводит к приросту дебита скважины. Поэтому, даже увеличивая длину трещины гидроразрыва, в анизотропном пласте не всегда удается достичь той же величины дебита, что и в изотропном.

При увеличении -X1, т.е. при сильном различии проницаемостей пласта и трещины, влияние коэффициента анизотропии на

дебит скважины после гидроразрыва возрастает. При = -1 эффективный радиус скважины, пересеченной трещиной гидроразрыва, определяется как а1х-0,5/2, т.е. в анизотропных пластах он уменьшается пропорционально X-0,5-

Таблица 6.1

-^1

аь м

0

II

x

X = 3

X = 1

X = 0,33

©°

II

x

0,998

0

1,06

1,02

1

1,02

1,06

20

1,38

1,46

1,57

1,71

1,92

50

1,39

1,47

1,59

1,74

1,95

100

1,4

1,48

1,59

1,74

1,96

150

1,4

1,48

1,59

1,75

1,96

200

1,4

1,48

1,6

1,75

-

250

1,4

1,48

1,6

1,75

-

0,9995

0

1,06

1,02

1

1,02

1,06

20

1,53

1,66

1,82

2,04

2,34

50

1,58

1,72

1,90

2,13

2,47

100

1,6

1,74

1,93

2,17

2,52

150

1,61

1,75

1,94

2,18

2,55

200

1,61

1,75

1,94

2,19

-

250

1,61

1,75

1,94

2,2

-

0,9997

0

1,06

1,02

1

1,02

1,06

20

1,6

1,75

1,95

2,2

2,56

50

1,68

1,85

2,07

2,36

2,78

100

1,72

1,9

2,13

2,43

2,9

150

1,73

1,91

2,15

2,46

2,96

200

1,73

1,92

2,16

2,47

-

250

1,74

1,93

2,16

2,48

-

1

0

1,06

1,02

1

1,02

1,06

20

1,82

2,06

2,35

2,74

3,34

50

2,22

2,6

3,07

3,77

4,99

100

2,67

3,23

3,4

5,25

8

150

3,02

3,77

4,86

6,83

12,35

200

3,34

4,23

5,72

8,69

-

250

3,63

4,76

6,64

11

-

Таким образом, на основе найденного аналитического решения задачи о притоке жидкости к трещине конечной проводимости в анизотропном пласте показано, что если ось трещины совпадает с направлением естественных трещин пласта, то анизотропия оказывает неблагоприятное действие на эффективность гидроразрыва; увеличение дебита скважины с ростом длины трещины происходит тем медленнее, чем больше коэффициент анизотропии. Для трещин конечной проводимости при х1 > 1 уменьшается длина, при которой практически достигается максимально возможный дебит скважины, причем этот дебит оказывается ниже, чем в изотропном пласте. Эффективный

радиус скважины, пересеченной трещиной бесконечной проводимости, в анизотропном пласте в д/%1 раз меньше, чем в изотропном.

etMT 6

РАЗДЕЛИТЕЛИ

6.1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

Предложенное устройство (рис. 6.1) относится к устройствам для разделения двух несмешивающихся жидкостей, различающихся плотностью. Устройство может применяться в установках низкотемпературной конденсации и конденсации.

Устройство работает следующим образом.

Жидкость подается в аппарат через штуцер 2 и распределяется между коалесцирующими патронами 8. Затем жидкость проходит пористый слой патрона 8 с развитой поверхностью, где мелкие частицы тяжелой жидкости коалесцируют и попадают на пластины 13, с которых через воронкообразный слив 14 тяжелая жидкость перетекает на наклонные распределительные пластины 12, а с последних - в нижнюю часть аппарата.

Легкая жидкость поднимается из-под наклонных распределительных пластин 12 и собирается в средней части устройства. Газ выветривания поступает в верхнюю часть корпуса 1, проходит сепарационное устройство 9, где отделяется от жидкости и отводится через штуцер 3.

Тяжелая и легкая жидкости также проходят сепарационное устройство 9, на котором происходит окончательное разделение жидкостей и их отвод через штуцер 4 и 5 соответственно.

Эффективность

Эффективность разделения несмешивающихся жидкостей повышается путем исключения повторного их перемешивания. Техническое решение широко используется в промышленности.

Разработчик

Рис. 6.1. Устройство для разделения несмешивающихся жидкостей:

а - общий вид; б - вид на поперечную решетку; в - взаимное расположение распределительных и сливных пластин;

1 - корпус; 2 - ввод исходной смеси газа; 3 - выход газа; 4 - выход легкой жидкости; 5 - выход тяжелой жидкости; 6 - поперечная решетка; 7 - крестовина; 8 - патроны; 9 - сепарационное устройство; 10, 11 - коалесцирующая и разделительная камеры; 12 - распределительные пластины; 13 - сливные пластины;    14 - воронкообразный слив; 15 - каналы для перетока легкой

жидкости


Тяжелая фаза


ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 610537, БИ № 22, 1978 (Авторы: Г.К. Зиберт, О.Г. Камаров, Ю.А. Кащицкий, А.В. Виноградова).

Краткое описание

Трехфазный разделитель (рис. 6.2) относится к аппаратам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость и используется преимущественно для разделения смесей, загрязненных механическими примесями или содержащих высоковязкие жидкости.

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

Исходная смесь через патрубок 2 поступает в межтрубное пространство, ограниченное герметичными диафрагмами 7 и 8, где происходит газожидкостная сепарация в пучке труб, расположенных выше перегородки 15, за счет инерционных сил при изменении направления движения газожидкостного потока к вырезу 9 в диафрагме 8 и гравитационных сил, которые действуют на не осевшие капли в процессе движения потока от патрубка входа 2, находящегося вблизи диафрагмы 7 к вырезу 9. Гравитационному осаждению способствует также коалесцен-ция капель жидкости на внешней поверхности сплошных труб. Из межтрубного пространства газ удаляется через вырез 9. Затем проходит сетчатый пакет 12, в котором происходит коалесценция мелких частиц унесенной жидкости. Поменяв направление на 180° и пройдя вторично через сетчатый пакет 12, газ попадает в пакет из сплошных труб 6. При изменении направления движения из газового потока частично отделяются укрепленные в пакете 12 частички жидкости. Оставшиеся капли жидкостной фазы укрупняются за счет коалесценции при вторичном прохождении потока через сетчатый пакет 12, что улучшает дальнейшее осаждение тяжелых фаз в сплошных трубах. Живое сечение пакета из сплошных труб для газа (выше перегородки) выбирают таким образом, чтобы режим течения газожидкостного потока в трубах был ламинарным (расслоенным).

При создании указанного режима течения газожидкостного потока и при соотношениях диаметра труб к длине от 0,02 до

0,1 практически вся унесенная жидкая фаза будет осаждена на внутренние стенки труб. После пакета из сплошных труб газ, отделившийся от жидкости, отводится из корпуса аппарата через патрубок 3, предварительно пройдя сетчатый отбойник 14, установленный для устранения вторичного уноса осевшей жидкости.

В смеси двух отделившихся от газа фаз - эмульсии, скапливающейся до определенного уровня в межтрубном простран-

Рис. 6.2. Трехфазный разделитель:

1 - корпус; патрубки: 2 - подачи исходной смеси, 3 - выхода газа, 4, 5 -выхода разделенных жидкостей; 6 - пакет сплошных труб; 7, 8 - диафрагмы; 9, 10 - вырез; 11 - трубы;    12 - сетчатый пакет; 13 - наклонные пластины;

14 - сетчатый отборник; 15 - перегородка

стве, происходит коалесценция дисперсной фазы на внешней поверхности сплошных труб с дальнейшим осаждением укрупненных капель. Затем смесь и частично отделившаяся наиболее тяжелая фаза через вырез 10 диафрагмы 8 и сетчатый пакет 12 поступает в пространство между корпусом аппарата и диафрагмой 8, откуда, пройдя сетчатый пакет 12, способствующий коалесценции капель, направляется в пакет из сплошных труб 6, а отделившаяся наиболее тяжелая фаза поступает в трубы 11, с помощью которых отводится в зону патрубка 5, предназначенного для удаления наиболее тяжелой фазы из корпуса 1. Наличие сетчатого пакета 12 позволяет до поступления смеси двух фаз в сплошные трубы 6 укрупнить за счет коалесценции на сетке мелкие капли и частично отделить наиболее тяжелую фазу, удаляемую с помощью труб 11.

Затем разделенные фазы, не смешиваясь, благодаря наклонным пластинам 13, жестко прикрепленным к диафрагме 8 между каждым рядом выходных отверстий сплошных труб 6, окончательно расслаиваются в пространстве корпуса между диафрагмой 7 и перегородкой 15. После чего отводятся из аппарата через штуцеры 4 и 5. Перегородка 15 необходима для более эффективного отбора разделенных жидкостей.

Эффективность

Эффективность разделения в предложенном трехфазном разделителе повышается за счет коалесценции капель дисперсной фазы. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 774006 (Авторы: Л.М. Мильш-тейн, С.И. Бойко, М.Т. Каюмов, Ю.К. Молоканов, Г.К. Зиберт).

6.3. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ

Краткое описание

Предложенный аппарат относится к устройствам для разделения смесей двух жидкостей с разными плотностями в массотеплообменных процессах.

Аппарат для разделения смесей (рис. 6.3) работает следующим образом.

Газ поступает снизу и проходит по патрубку 3, не контактируя со слоем жидкости, поступающей сверху. Жидкостная смесь на основании разделяется за счет гравитационных сил, легкая отводится через патрубок 4, а тяжелая, скапливающаяся в нижних слоях в соответствии с законом сообщающихся сосудов, заполненных жидкостями с разными плотностями, по каналу, образованному перегородками 6, 7, поднимается и переливается через перегородку 7 в пространство, ограниченное перегородкой 7 и патрубком 5, откуда затем удаляется через патрубок 5. Во избежание попадания в отводящую линию газовой фазы над входом в патрубок 5 с помощью регулятора уровня датчика 10, который расположен за перегородкой 7, поддерживается соответствующий уровень жидкости. Установив перед патрубком отвода жидкости с высокой плотностью перегородку высотой 0,5-0,9 высоты уровня смеси жидкостей, скапли-

Рис. 6.3. Аппарат для разделения смесей:

1 - корпус; 2 - основание; патрубки: 3 - для бесконтактного прохода газа через слой жидкости, 4 - вывода жидкости с низкой плотностью, 5 - вывода жидкости с высокой плотностью; 6, 7 -перегородки; 8 - пластина; 9 - отогнутый вертикально вниз конец пластины;    10    -


датчик регулятора уровня

вающейся на основании, а перед перегородкой на расстоянии, не превышающем 0,1 м - вторую перегородку, верхняя часть которой расположена выше уровня жидкости, а между нижней ее частью и основанием существует зазор, равный (0,05-0,2) высоты уровня жидкости, повысили степень разделения двух жидкостей за счет использования закона сообщающихся сосудов, заполненных жидкостями с разными плотностями.

Установка над перегородками пластины предотвращает попадание в отделившуюся жидкость с более высокой плотностью смеси жидкостей, поступающей на тарелку.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет повысить разделение смеси двух жидкостей с разными плотностями за счет предотвращения попадания в отделившуюся жидкость с более высокой плотностью смеси жидкостей, поступающей сверху. Тех -ническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар, ДАО ЦКБН ОАО "Газпром".

Литература

Авторское свидетельство № 880439, БИ № 42, 1981 (Авторы: Г.К. Зиберт, Л.И. Тириакиди, С.И. Бойко).

6.4. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

Предложенное устройство относится к устройствам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость.

Устройство для разделения трехфазной смеси включает корпус, отстойник, патрубки, перегородку, снабжено жесткой диафрагмой, расположенной под перегородкой между переливным патрубком и стенкой отстойника, при этом нижняя кромка перегородки размещена в отстойнике на глубине, равной 0,1-1 высоты переливного устройства (рис. 6.4).

Устройство работает следующим образом.

Во время пуска тяжелой жидкостью заполняется только верхняя часть отстойника над диафрагмой, при этом нижние кромки перегородки 12 затоплены. Это позволяет создать гарантированный гидрозатвор, предотвращающий попадание легкой жидкости в отстойник, освобождая нижнюю часть аппарата, и требует минимального расхода тяжелой жидкой фазы, тем самым ускоряя процесс пуска установок разделения. Через патрубок 2 в корпус 1 подают исходную смесь. Здесь газ выветривается, и под действием силы тяжести происходит разделение жидкостей с различной плотностью. Газ после дополнительной очистки от капель жидкости в сетчатом отбойнике 8 удаляют из аппарата через патрубок 3. По мере накопления легкую жидкость отбирают из верхних слоев жидкостной смеси через перегородку 9 из пространства, ограниченного ею и корпусом 1, через патрубок 4. По мере накопления жидкости в аппарате тяжелая фаза из верхней части отстойника перетекает и постоянно заполняет пространство между перегородкой 12 и переливным патрубком 11. При этом тяжелая жидкость вытесняется через переливной патрубок 11 в нижнюю часть отстойника, откуда она периодически сбрасывается. Уровень тяжелой жидкости контролируют датчиком 7 регулятора уровня, расположенным на границе раздела газ - жидкость. При повышении уровня выше допустимого жидкость сбрасывают через патрубок 6 выхода тяжелой жидкости.

Эффективность

Предложенное устройство для разделения трехфазной смеси позволяет при сохранении габаритов аппарата повысить

Рис. 6.4. Устройство для разделения трехфазной смеси:

1 - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода газа, 4 - выхода легкой жидкости, 6 - выхода тяжелой жидкости, 11 - переливной; 5 - отстойник; 7 - датчик регулятора уровня раздела фаз газ - тяжелая жидкость; 8 - сетчатый отбойник; 9, 12 - перегородка; 10 - диафрагма

его эффективность за счет увеличения полезного отстойного объема аппарата, сократить время пуска разделителя, а также уменьшить минимальный объем тяжелой жидкости в системе разделения. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1015516 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, А.Я. Валюхов, А.И. Ахмеров).

Краткое описание

Предложенный фазный разделитель (рис. 6.5) относится к устройствам для разделения несмешивающихся жидкостей с разной плотностью.

Разделитель включает корпус, трубы и перегородку. Трубы установлены с образованием наклонных рядов. Разделитель снабжен также наклонными пластинами со срезанной верхней частью, установленными между рядами труб, при этом нижние края пластин расположены с зазором к перегородке и опираются на нижележащий ряд труб, а верхние края наклонных пластин закреплены с вышележащим рядом труб.

Фазный разделитель работает следующим образом.

Исходное сырье подают через патрубок 2 входа смеси на горизонтальные трубы 7, при этом газ выветривается и накапливается в верхней части аппарата, проходит через верхние трубы 7 через глухую перегородку 6 к патрубку выхода газа, через который и отводится из корпуса. Жидкая смесь распределяется около глухой перегородки 6 и по межтрубному пространству между плоскими пластинами 8 направляется к входам смеси в трубы. При движении жидкости между пластинами происходит осаждение тяжелой фазы на плоскость нижележащих пластин и подъем легкой фазы на плоскость лежащих выше. Так как расстояние между пластинами невелико, время разделения тяжелой и легкой фаз также невелико. Отделившаяся легкая фаза направляется, естественно, к верхней точке пластины, т.е. к углам их среза, откуда движется в верхние слои жидкости. Величина среза на пластинах разная, следовательно, и переток жидкости происходит в различных точках. Далее легкая жидкость направляется в трубы, на внутренних поверхностях которых происходит дополнительное укрупнение дисперсных частиц и их разделение. Тяжелая фаза, кроме продольного движения между пластинами, приобретает и поперечное направление за счет наклона пластин в поперечном сечении аппарата и постепенно перетекает на внутреннюю стенку корпуса в нижнюю часть аппарата, откуда по нижним трубам направляется в сторону глухой перегородки 6. При этом в трубах происходит также дополнительное разделение жидких фаз. На выходе из горизонтальных труб ребра 11 и плоскости

12 предотвращают перемешивание разделенных легких и тяжелых жидкостей, организуя направленные потоки легкой и тяжелой фаз. Деление пластинами труб на ряды исключает

Рис. 6.5. Фазный разделитель:

1 - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода газа, 4 - выхода легкой жидкости, 5 - выхода тяжелой жидкости; 6 - поперечная перегородка; 7 -горизонтальные трубы; 8 - пластины; 9 - зазор; 10, 11 - крестовины; 12 -плоскость; 13 - камера сбора легкой жидкости; 14 - сегментная перегородка;

15 - отсек для тяжелой жидкости

повторное перемешивание разделенной жидкости в межтруб-ном пространстве.

За счет того, что трубы предотвращают перекрытие нижних и верхних кромок выше- и нижерасположенных пластин,

запирание пространства между пластинами практически невозможно.

Данная конструкция позволяет использовать одновременно ряд труб в качестве опор.

Эффективность

Эффективность разделения в предложенной конструкции повышается за счет предотвращения смешивания фаз в меж-трубном пространстве и на выходе в горизонтальные трубы путем организованного отвода предварительно разделенных фаз. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1031031, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, Ю.А. Кащицкий).

6.6. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ И ДЕГАЗАЦИИ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный аппарат для разделения и дегазации жидкости представлен на рис. 6.6.

Аппарат работает следующим образом.

Газожидкостную смесь по входному патрубку 8 подают в гидроциклон 1, где под действием центробежных сил она разделяется на три фазы: газообразную, легкую и тяжелую жидкие фазы. Газ через верх гидроциклона поступает в верхнюю часть аппарата и отводится из него через патрубок 13 выхода газа. Тяжелая жидкая фаза и шлак в виде осадка стекают по внутренней стенке гидроциклона и через кольцевое отверстие

15 выхода тяжелой фазы из гидроциклона попадают на наклонно установленную разделительную перегородку 4. Шлак, стекая по ней, отводится из приемной камеры 2 через соответствующий патрубок 7, не загрязняя при этом отстойную каме-

Рис. 6.6. Аппарат для разделения и дегазации жидкости:

1 - гидроциклон; 2 - приемная камера; 3 - отстойная камера; 4 - разделительная перегородка; 5, 6 - сливной патрубок легкой и тяжелой фазы; патрубки: 7 - отвода шлака, 8 - входа смеси; 10 - выхода легкой фазы, 12 -выхода тяжелой фазы, 13 - выхода газа; 9 - отсек для отделенной легкой фазы;    11 - отсек отделенной тяжелой фазы; 14 - верхняя кромка патрубка 6;

15 - выходное отверстие гидроциклона; 16 - верхняя кромка перегородки

ру. Тяжелая жидкая фаза накапливается в приемной камере, создавая гидрозатвор, и поступает в нижнюю часть отстойной камеры через верхнюю кромку сливного патрубка 6 тяжелой фазы.

Отделившаяся от газожидкостной смеси под действием центробежных сил легкая жидкая фаза, поднимаясь по наружной стенке сливного патрубка 5 легкой фазы, находящегося в центре гидроциклона, переливается через его верхнюю кромку и попадает через сливной патрубок в верхнюю часть отстойной камеры 3.

Предварительно разделенные таким образом в гидрозатворе жидкие фазы не перемешиваются после него, так как легкая фаза поднимается по наклонной перегородке в верхнюю часть отстойной зоны, а тяжелая фаза опускается вниз по наклонной разделительной перегородке 4.

Отстоявшиеся разделенные жидкости отводятся из отстойной камеры через соответствующие отсеки 9 и 11 и патрубки 10 и 12 выхода.

Верхняя кромка сливного патрубка 5 легкой фазы в гидроциклоне расположена выше переливной кромки отсека 9 отделенной легкой фазы и выше верхней кромки сливного патрубка 6 тяжелой фазы. Это исключает возможность попадания разделенных в гидроциклоне фаз в другие отсеки.

Установка верхней кромки сливного патрубка 5 легкой фазы выше верхней кромки сливного патрубка 6 тяжелой фазы при уменьшении содержания в смеси легкой фазы исключает попадание тяжелой фазы в сливной патрубок 5 легкой фазы. Отстоявшаяся в приемной камере 2 легкая фаза переливается в отстойную камеру 3 через верхнюю кромку разделительной перегородки.

Эффективность

Предложенная конструкция проста и позволяет в отличие от известных устройств обеспечить работоспособность аппарата при любых соотношениях фаз в смеси. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1153946, БИ № 17, 1985 (Авторы: Г.К. Зиберт, А.М. Сиротин, А.В. Лапшина).

6.7. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ С РАЗЛИЧНОЙ ПЛОТНОСТЬЮ

Краткое описание

Предложенное устройство представлено на рис. 6.7.

Устройство для разделения смесей с различной плотностью содержит горизонтальный корпус 1 с патрубками ввода исходной смеси 2, отвода тяжелой 3 и легкой 4 фаз, продольные перегородки 5 и 6, вертикальные поперечные перегородки 7, 8 и

9. Корпус 1 с продольной перегородкой 5 образует приемную камеру 10, а с продольной перегородкой 6 - камеру 11 сбора легкой фазы. Продольные перегородки 5 и 6 и поперечная перегородка 7 образуют камеру 12 разделения фаз, а вертикальные поперечные перегородки 7, 8 и 9 образуют камеру 13 сбора тяжелой фазы и гидрозатвор 14.

Устройство работает следующим образом.

Рис. 6.7. Устройство для разделения смесей с различной плотностью:

1 - корпус; патрубки: 2 - ввода исходной смеси, 3, 4 - отвода тяжелой и легкой фаз; перегородки: 5, 6 - продольные, 7, 8, 9 - вертикальные поперечные; камеры:    10    - приемная, 11 - сбора легкой фазы;    12 - разделения фаз,

13 - сбора тяжелой фазы; 14 - гидрозатвор

Жидкостная смесь через патрубок 2 попадает в приемную камеру 10, где распределяется вдоль вертикальной перегородки 5, через которую переливается в камеру 12 разделения фаз. Отсюда отделенная легкая фаза перетекает через продольную перегородку 6 в камеру 11 сбора легкой фазы и выводится из аппарата через патрубок 4, а отделенная тяжелая фаза через гидрозатвор 14 попадает в камеру 13 сбора тяжелой фазы и через патрубок 3 также выводится из аппарата.

Эффективность

Повышение производительности и эффективности разделения в предложенной конструкции достигается путем снижения скорости подачи на разделение. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1159588, БИ № 21, 1985 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко, М.Г. Ткач, С.Н. Куликова).

6.8. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Краткое описание

На рис. 6.8. представлен общий вид устройства.

Устройство работает следующим образом.

Разделяемую смесь подают через центральный патрубок 2 ввода жидкостной смеси в горизонтальный приемный короб 8 с установленными по уровню регулируемыми планками 11. Смесь делится на два одинаковых потока и попадает в каналы, образованные наклонными пластинами 13 и вертикальной перегородкой 9, и стекает вдоль перегородки в отстойные отсеки

10. Подача жидкости непосредственно вдоль перегородок обеспечивает максимальный путь движения жидкостной смеси и максимальное время ее разделения. В отсеках 10 жидкостная смесь разделяется под действием гравитационных сил, как в двух самостоятельных разделителях.

Отделившаяся тяжелая жидкость перетекает через перегородки 5, стекает в отсеки 6 для сбора тяжелой жидкой фазы и

Рис. 6.8. Устройство для разделения жидкостных смесей:

1 - корпус; патрубки: 2 - ввода жидкостной смеси, 3, 4 - вывода легкой и тяжелой жидкой фазы; 5 - перегородки; 6 - отсек для сбора тяжелой жидкой фазы; 7 - камера для сбора легкой жидкой фазы; 8 - приемный короб; 9 -перегородка; 10 - отстойные отсеки; 11 - переливные планки; 12 - резьбовые соединения; 13 - наклонные пластины

через патрубки 4 вывода тяжелой жидкой фазы выводится из разделителя. Отделившаяся легкая фаза перетекает в камеры 7 сбора легкой жидкой фазы и через патрубки 3 вывода легкой жидкой фазы выводится из устройства.

Эффективность

Предложенная конструкция устройства для разделения жидкостных смесей позволяет повысить эффективность процесса разделения. Техническое решение внедрено в промышленность.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское изобретение № 1173590, БИ № 2, 1994 (Автор Г.К. Зиберт).

Краткое описание

Предложенный трехфазный разделитель применяется в частности для разделения нефти, углеводородного конденсата и газа.

На рис. 6.9, а, б изображены варианты выполнения трехфазного разделителя.

В предложенном разделителе осуществляют разделение газожидкостной смеси, состоящей из сырого газа, углеводородного конденсата и диэтиленгликоля, который подают в исходный поток для разделителя в качестве ингибитора гидратообразова-ния. Эта смесь по плотности представляет собой три фазы: легкую - сырой газ, среднюю (жидкая) - конденсат и тяжелую (жидкая) - диэтиленгликоль.

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

Газожидкостный поток поступает через патрубок 2 в корпус

1, где жидкость с помощью гравитационных сил разделяется, и легкая жидкость выводится из отсека 3 через патрубок 5. Газ, содержащий капельную жидкость, попадает на каплеот-бойник 8 и выводится из аппарата через патрубок выхода газа. Гликоль собирается в отсек 4 тяжелой фазы, откуда отводится через патрубок 6.

В случае прекращения подачи диэтиленгликоля в исходный поток газа (засорение форсунки, выход из строя насоса, отключение электроэнергии и др.) на каплеотбойнике 8 образуются гидраты, изменяется сечение отбойника, повышается гидравлическое сопротивление отбойника и перепад давления на нем. Это приводит к нарушению работы сетчатого отбойника, выходу его из строя, а следовательно, и к снижению эффективности разделения газа и жидкости на выходе из аппарата, т.е. увеличивается унос жидкости с газом.

Чтобы предотвратить снижение эффективности разделения при прекращении подачи ингибитора гидратообразования в исходный поток, предложено использовать энергию от перепада давления на отбойнике, подавать на отбойник ингибитор из отсека 4 тяжелой фазы. Для осуществления этого приема в предлагаемом устройстве выполнена гидрозатворная трубка 9 или перегородка 10.

В случае забивания пор развитой поверхности каплеотбой-ника 8 при гидратообразовании увеличивается давление в аппарате. При этом повышается уровень жидкости в трубке 9 и эта жидкость, попадая на пористую поверхность каплеотбой-

Рис. 6.9. Варианты выполнения трехфазного разделителя:

1 - корпус аппарата; патрубки: 2 - для газожидкостного потока, 5 - для отвода легкой жидкости, 6 - для отвода тяжелой жидкости, 7 - выхода газа; 3, 4 - отсеки сбора легкой и тяжелой фазы; 8 - сепарационное устройство; 9 -гидрозатворная трубка; 10, 11 - перегородки

ника 8, растворяет образовавшиеся гидраты и очищает капле-отбойник.

Эффективность

В предложенном трехфазном разделителе эффективность разделения увеличивается за счет предотвращения уноса жидкой капельной фазы с газом. Повышается надежность работы аппарата за счет предохранения пористой поверхности капле-отбойника от разрушения. В связи с увеличением эффективности разделения и надежности аппарата увеличивается межремонтный срок работы аппарата, что позволяет снизить эксплуатационные расходы на периодические его остановки, связанные с ремонтом. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1358131, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, К.Р. Гарайзуев).

6.10. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

Предложенный аппарат (рис. 6.10) относится к аппаратам гравитационного разделения и дегазации нерастворяющихся жидкостей различной плотности.

Аппарат состоит из корпуса 1, внутри которого расположена отстойная зона 2. Отсеки сбора легкой 3 и тяжелой 4 фазы разделены перегородками 5 и 6. К перегородке 6, выполненной в нижней части с окном 7, а в верхней - с боковыми вырезами

8, примыкает П-обраная переточная камера 9, в центральной части которой установлена переливная перегородка 10, высоту которой можно менять в зависимости от разницы плотностей и соотношения легкой и тяжелой фаз для поддержания заданного межфазного уровня в отстойной зоне 2.

В нижней части корпуса 1 размещен сборник 11 тяжелой жидкой фазы. Отсеки сбора легкой 3 и тяжелой 4 фаз снабжены соответственно патрубками 12 и 13 выхода жидкости. У входа в отстойную зону 2 установлен патрубок 14 ввода газожидкостной смеси с устройством 15 ввода жидкости. Патрубок

16 выхода газа снабжен вертикальным сетчатым отбойником 17.

Аппарат работает следующим образом.

Газожидкостная смесь по входному патрубку 14 через устройство 15 ввода жидкости поступает в отстойную зону 2, где происходит гравитационное разделение и разгазирование газожидкостной смеси. Избыточное количество легкой жидкой фа-

А I Б 13

А-А

Б-Б



Рис. 6.10. Аппарат для разделения жидкостей:


1 - корпус; 2 - отстойная зона; 3, 4 - отсеки сбора легкой и тяжелой фазы; 5, 6 - перегородки; 7 - окно; 8 - боковые вырезки; 9 - переточ-ная камера; 10 - переливная перегородка; 11    - сборник тяжелой

фазы; патрубки:    12,    13 - отвода

легкой и тяжелой жидкой фазы, 14 - входа газожидкостной смеси,

16 - выхода газа; 17 - сетчатый отбойник

зы через перегородку 5 поступает в отсек 3 сбора легкой фазы, из которого отводится по уровню через патрубок 12. Отстоявшаяся тяжелая фаза из сборника 11 по каналу, образованному дном отсека сбора легкой фазы и нижней частью корпуса 1, поступает в переточную камеру 9, затем через перегородку 10 перелива и окно 7 поступает в отсек 4 сбора тяжелой фазы и отводится оттуда через патрубок 13. Слой легкой фазы, накапливающийся с течением времени в отсеке 4 сбора тяжелой фазы за счет поднятия верхнего уровня в этом отсеке до боковых вырезов 8 в перегородке 6, переливается в отсек 3 сбора легкой фазы. Газ выветривания проходит через вертикальный сетчатый отбойник 17 и отводится из аппарата через патрубок 16.

Эффективность

За счет исключения попадания накопившейся легкой фазы в линию отбора тяжелой жидкой фазы, значительно улучшается эффективность разделения тяжелой фазы и, соответственно, повышается производительность аппарата. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1414403, БИ № 29, 1988 (Авторы: Ю.А. Суханов, Г.К. Зиберт).

6.11. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

Предложенное устройство (рис. 6.11) относится к устройствам для разделения смесей газ - жидкость - жидкость. Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь через патрубок 2 поступает во внутреннюю полость корпуса 1 в канал 15, газ выводится из канала вверх,

Рис. 6.11. Устройство для разделения трехфазной смеси:

1 - корпус; 2 - входной патрубок;


3 - распределительный короб; 4 -жесткая диафрагма; 5 - отстойник; 6 - патрубок; 7 - перегородка; 8 -дренажная трубка; 9 - переливная перегородка; 10 - пластины;    11,

12, 13 - патрубки выхода легкой и тяжелой жидкости, газа; 14    -

пластина; 15 - канал для перетока жидкой смеси и выхода газа

а жидкость поступает в короб 3. С помощью короба 3 жидкая смесь равномерно распределяется по периметру корпуса, где потом происходит ее разделение за счет гравитационных сил. Легкая жидкая фаза, пройдя отстойное пространство между пластинами 10, направляется в канал, образованный корпусом

1 и перегородкой 9, где накапливается столб конденсата. Затем газ отводится через патрубок 13, а конденсат переливается через верхнюю кромку перегородки 9, собирается в пространстве между перегородками 9 и 7 и по мере накопления отводится через патрубок 11. В пространстве между пластинами 10 происходит отделение выветренного газа и конденсата от тяжелой жидкости.

Тяжелая жидкость по нижележащим пластинам 10 отводится вниз, откуда под действием гидростатических сил вытесняется через переливной патрубок 6, установленный на диафрагме 4, в отстойник 5, откуда отводится по мере накопления через патрубок 12. Газ выветривания из отстойника 5 дренируется через трубку 8.

Эффективность

Трехфазные смеси с низким содержанием газа и преобладающим содержанием тяжелой фазы часто образуются в современной технологии добычи и переработки нефтяного газа. Например, насыщенный этиленгликоль, поступающий на регенерацию из установок осушки газа, содержит до 10 % углеводородов, которые при атмосферном давлении частично переходят в газ. Использование предложенного устройства для разделения таких смесей позволяет значительно снизить безвозвратные потери этиленгликоля за счет качественного отбора легкой жидкости и повысить эффективность и надежность блока регенерации за счет качественного отделения этиленгликоля от углеводородного конденсата. Техническое решение использовано в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1429375, БИ № 2, 1994 (Авторы: Г.К. Зиберт, С.И. Бойко).

6.12. ОТСТОЙНИК

Краткое описание

Предложенный отстойник (рис. 6.12) используется для разделения несмешивающихся жидкостей различной плотности, содержащих твердые примеси.

Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь, например углеводородный конденсат - этиленгликоль, через патрубок 2 поступает в зону 3 отстоя, расположенную в корпусе 1. Тяжелая жидкость под действием силы тяжести осаждается вниз, увлекая за собой легкую жидкость и образуя донное течение вдоль нижней образующей корпуса 1. Крупные капли тяжелой фазы и твердые примеси отделяются от потока и дренируются, направляемые поперечной перегородкой 8 в отсек 4 для сбора тяжелой жидкости, от-

Рис. 6.12. Отстойник для разделения двух несмешивающихся жидкостей:

I    - корпус; патрубки: 2 - подачи исходной смеси, 5 - выхода тяжелой жидкости, 16 - выхода легкой жидкости, 17 - дренажный; 6 - сетчатый пакет; 7 -перфорированная полка; 8 - дополнительная перегородка; 9 - насадка; 10,

II - слои волокон; 12 - диафрагма; 13 - переливная перегородка; 14 - пакет

пластин; 15 - отсек для сбора легкой жидкости

куда удаляются через патрубок 5. Основной поток и не осевшие капли дисперсной фазы поперечной перегородкой 8 направляются в сетчатый пакет 6, расположенный выше донного течения на перфорированной полке 7. В сетчатом пакете капли дисперсной фазы коалесцируют из восходящего потока на поверхности материала сетки и между собой и под действием силы тяжести стекают вниз через перфорированную полку 7 в отсек 4 для сбора тяжелой жидкости.

Далее поток легкой жидкости и не отделившиеся капли дисперсной фазы (в основном, фракции вторичной дисперсии

- менее 50 мкм) поступают в волокнистую пористую насадку

9, в пористый слой 10 супертонкого волокна (например, стекловолокна марки СТВ, диаметр волокон которого 5-10 мкм), где происходит коалесценция легкодисперсных капель. Капли укрупняются до размеров первичной дисперсии (более 50100 мкм). Затем в пористом слое 11 из более крупных волокон капли укрупняются до миллиметровых размеров. Далее поток с помощью диафрагмы 12 на 180° меняет направление движения. За счет инерционных сил происходит сепарация крупных капель. Доочистка легкой жидкости происходит в пакете 14 наклонных пластин, тяжелая дисперсная фаза осаждается вниз и далее направляется в накопительный отсек 4, а легкая жидкость через переливную перегородку 13 попадает в накопительный отсек 15, откуда по мере накопления удаляется через патрубок 16.

Эффективность

Предложенный отстойник позволяет повысить эффективность разделения, так как обеспечивает более эффективное использование полезного объема зоны отстоя тяжелой жидкости, т.е. позволяет организовать в ней в сравнительно малых объемах многоступенчатое высокоэффективное разделение двух жидкостей.

На установках низкотемпературной конденсации для разделения смесей газ - конденсат - этиленгликоль использование предложенного отстойника позволяет значительно снизить безвозвратные потери дорогостоящего ингибитора этиленгликоля с конденсатом. Техническое решение используется при модернизации технологического оборудования.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1457203 (Авторы: Л.М. Мильш-тейн, С.И. Бойко, Е.П. Запорожец, Г.К. Зиберт, В.П. Чумак, Н.П. Игнин).

6.13. РАЗДЕЛИТЕЛЬ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ

Краткое описание

Предложенный разделитель относится к процессам разделения несмешивающихся жидкостей и используется в установках низкотемпературной сепарации, конденсации, ректификации природного и нефтяного газа.

На рис. 6.13, a-в представлены фазные разделители различного типа.

Рис. 6.13. Разделитель несмешивающихся жидкостей:

a - фазный разделитель с коалесцирующей насадкой; б -разделитель с коа-лесцирующими элементами, выполненными в виде труб; в - разделитель с коа-лесцирующими элементами, выполненными в виде наклонных перегородок.

1 - корпус; 2, 3, 4 - патрубки входа смеси и выхода разделенных фаз; 5 -коалесцирующие элементы; 6 - секции; 7, 8 - перегородки; 9 - сетка


Разделитель работает следующим образом.

Исходная смесь с дисперсной легкой фазой, в которой распределена дисперсная тяжелая фаза, подается через патрубок

2 в цилиндрический корпус 1 разделителя и, равномерно распределяясь между секциями 6, образованными наклонными перегородками 7 и 8, через коалесцирующую сетку 9 поступает в горизонтальные каналы коалесцирующих элементов 5 (трубчатое пространство или пространство между пластинами).

При этом мелкодисперсная тяжелая фаза оседает в каналах, а легкая всплывает. Рекомендуемая высота канала не более 20 мм, что позволяет увеличить скорость движения смеси по сравнению с разделителями без коалесцирующих элементов. Осевшая тяжелая фаза движется в нижней части каналов, а дисперсная легкая фаза - в верхней части этих каналов. Поскольку в каждой секции 6 коалесцирующие элементы

5 смещены относительно друг друга, то разделенные фазы при выходе из одного канала не смешиваются с разделенными фазами при выходе из другого канала.

Отделенная легкая фаза скапливается на нижней стороне вышележащей перегородки 7 секции 6 и восходящим потоком движется по ней в верхнюю часть разделителя. Отделенная тяжелая фаза скапливается на верхней стороне нижележащей наклонной перегородки 7 и нисходящим потоком спускается в нижнюю часть разделителя.

Эффективность

Эффективность разделения несмешивающихся жидкостей достигается за счет организации выхода разделенных фаз. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1502046, БИ № 31, 1989 (Авторы: Г.К. Зиберт, А.В. Лапшина).

Предложенный отстойник (рис. 6.14) относится к аппаратам для разделения двух несмешивающихся жидкостей разной плотности, содержащих твердые примеси.

Отстойник состоит из корпуса 1 с зоной отстоя 2, в которой размещен отсек для сбора легкой жидкости 3, выполненный в виде короба 4, к боковым стенкам 5 которого присоединен сетчатый каплеотбойник 6. Верхняя кромка каплеотбойника размещена выше стенок короба 4 и выше расчетного уровня жидкости в зоне отстоя 2. Каплеотбойник 6 выполнен в виде сетчатого мата, толщина которого составляет (0,5-1)А, где h - высота сетчатого мата. Перед каплеотбойником 6 установлен пакет пластин 7, наклоненных к горизонту под углом более 45°. Кроме того, отстойник имеет отсек 8 для сбора тяжелой жидкости, размещенный ниже зоны отстоя 2, под отсеком для сбора легкой жидкости 3. На верхней образующей корпуса 1 установлены входные патрубки 9 и дренажный патрубок 10, в нижней части корпуса расположены патрубок 11 отвода тяжелой жидкости и патрубок 12 отвода легкой жидкости, который соединен с коробом 4.

Устройство работает следующим образом.

Исходная смесь, например, углеводородный конденсат - вода, через патрубки 9 двумя потоками поступает в зону отстоя

2, расположенную в корпусе 1. Тяжелая жидкость под действием силы тяжести осаждается вниз, увлекая за собой легкую жидкость и образуя донное течение вдоль нижней образующей корпуса 1. Крупные капли тяжелой фазы и твердые примеси отделяются в отсек 8 для сбора тяжелой жидкости, откуда удаляются через патрубок 11. Основной поток легкой жидкости (воды) и не осевшие капли дисперсной фазы тяжелой жидкости (конденсата), а также частично твердые примеси направляются в пакет наклонных пластин 7, где за счет циркуляционного течения из потока отделяются твердые примеси и основная масса дисперсной фазы тяжелой жидкости. Отделившиеся фракции сползают по пластинам вниз и стекают в расположенный под пластинами отсек 8 для сбора тяжелой жидкости. Основной поток легкой жидкости, пройдя пластины 7, поступает в сетчатый каплеотбойник 6, где происходит отделение мелкодисперсных капель тяжелой жидкости от основного потока, которые стекают в нижнюю часть корпуса и далее в отсек 8. Очищенная легкая жидкость стекает по всему периметру

Рис. 6.14. Отстойник:

1 - корпус; 2 - зона отстоя; 3 - отсек для сбора легкой жидкости; 4 - короб; 5 - боковые стенки короба; 6 - каплеотбойник; 7 - пакет пластин; 8 - отсек для сбора тяжелой жидкости; патрубки: 9 - входные, 10 - дренажный, 11 -отвода тяжелой жидкости, 12 - отвода легкой жидкости

стенок 5 в короб 4, из которого дренируется через патрубок 12.

Эффективность

Предложенная конструкция позволяет повысить надежность работы отстойника в целом при меньших габаритах. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1610614, БИ № 7, 1996 (Авторы: С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, Ю.Д. Молянов, Л.Н. Лиха-нова, Г.К. Зиберт, В.И. Гибкин, К.Р. Гарайзуев).

6.15. РАЗДЕЛИТЕЛЬ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

Предложенный разделитель жидкостей относится к аппаратам гравитационного разделения и дегазации несмешивающихся жидкостей различной плотности.

На рис. 6.15 представлены различные разделители жидкости.

Разделитель работает следующим образом.

Смесь через штуцер 2 поступает в отсек 6 гравитационного разделения, где под действием гравитационных сил происходит разделение и разгазирование газожидкостной смеси, так как ее составляющие имеют разные плотности. Отделенная легкая фракция выводится из аппарата через штуцер 4, а отстоявшаяся тяжелая фракция по трубе 9 переливного устройства поступает в отсек 7 и выводится из аппарата через патрубок 3. Газ выветривания проходит через сетчатый отбойник 12 и отводится через патрубок 14.

При работе разделителя в иных условиях возможны изменения плотности и состава смеси, что приводит к изменению положения границы раздела фаз. Выполнив переливное устройство так, что оно может перемещаться по поперечной перегородке 5 вверх или вниз, получим возможность держать уровень раздела фракций постоянным и тем самым держать соответствующую высоту зоны отстоя фракций.

Эффективность

Предложенное техническое решение повышает эффективность разделения при изменении плотности и состава смеси за счет поддержания заданного межфазного уровня, снижается удельная металлоемкость аппарата, увеличивается ресурс его работы за счет удобства обслуживания при ревизии и соответственно выход продукта, расширяется область использования на различных месторождениях с различными плотностями жидкостей, упрощается конструкция аппарата, уменьшаются



Рис. 6.15. Разделители жидкости:

a - с отсеком сбора легкой фракции; 6 - с патрубком сбора легкой фракции в верхней части отсека.

I    - корпус; патрубки: 2 - входа смеси, 3 - выхода тяжелой фракции, 4 -выхода легкой фракции; 5 - перегородка; 6, 7, 8 - отсеки отстоя и сбора тяжелой фракции; 9 - переливное устройство; 10 - подвижная перегородка;

II    - паз; 12 - сетчатый отбойник; 13 - дренажный штуцер;    14 - штуцер

выхода газа; 15 - люк-газ; 16 - отсек сбора легкой фракции

его габариты. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

ДАО ЦКБН ОАО "Газпром" (142100, Московская обл., г. Подольск, Комсомольская, 28).

Литература

Авторское свидетельство № 1736542, БИ № 20, 1992 (Авторы: К.Р. Гарайзуев, Г.К. Зиберт, Ю.А. Суханов).

6

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Важнейшей проблемой разработки углеводородсодержащего продуктивного пласта является достижение максимально возможной газоконденсатоот-дачи. Теоретические и экспериментальные исследования, проводившиеся авторами на протяжении многих лет, в большей или меньшей степени затрагивали эту проблему. В сотрудничестве с коллегами были созданы методы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечивающие повышение углеводородоотдачи пласта. Многие из этих методов прошли промысловую апробацию на месторождениях России и Украины. Ряд методов был внедрен или реализуется в настоящее время в промышленном масштабе.

Основные из предложенных методов повышения газоконденсатоотдачи описываются в настоящем разделе.

При разработке месторождений углеводородов газоконденсатного типа с высоким начальным содержанием конденсата (фракции С5+) наиболее сложной проблемой является достижение достаточно высоких коэффициентов конденсатоотдачи пласта. Практика разработки показывает, что на месторождениях с содержанием в пластовой смеси С5+ более 250-300 г/м3, как правило, удается отобрать не более 30-40 % этой фракции. В результате основная масса начальных запасов высокомолекулярных углеводородов образует неизвлекаемые пластовые потери. Так, только в недрах Вуктыльского ГКМ к концу разработки на режиме истощения (единственном, применявшемся до последнего времени в отечественной газопромысловой практике) пластовые потери конденсата составят около 100 млн. т.

При разработке на режиме истощения по мере снижения пластового давления и выпадения конденсата возрастают фильтрационные сопротивления в призабойных зонах добывающих скважин, что негативно влияет и на газоотдачу пласта (см. раздел 3). В условиях низкопроницаемых коллекторов (с проницаемостями порядка 10-15 м2) снижение газоотдачи может составлять десятки процентов от запасов.

Таким образом, для достижения достаточно высоких значений газоконденсатоотдачи в низкопроницаемых коллекторах при начальном содержании конденсата более 250-300 г/м3 в пластовом газе необходимо разработку объекта осуществлять с воздействием на пласт. Воздействие на начальном этапе отбора запасов путем поддержания пластового давления на уровне, равном или близком к давлению начала конденсации пластовой смеси, позволяет обеспечить наиболее полное извлечение как газа, так и конденсата; известны примеры из зарубежной практики, когда такой сайклинг-процесс давал возможность отобрать более 90 % газа и более 80 % конденсата от запасов. Однако, как правило, воздействие на пласт для длительного поддержания давления в несколько десятков мегапаскалей по технико-экономическим показателям нецелесообразно.

Газоконденсатные месторождения России, в том числе с высоким содержанием конденсата, разрабатываются на режиме истощения. К настоящему времени многие из крупных ГКМ вступили в завершающую стадию отбора запасов углеводородов или близки к этому состоянию. В связи с этим существует объективная потребность создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, позволяющих существенно повысить коэффициенты извлечения газа и особенно жидких углеводородов, причем таких методов, которые практически несложно было бы реализовать при относительно невысоких пластовых давлениях, т.е. относительно легко технически осуществимых, требующих минимальных финансовых и материальных затрат.

Авторы с сотрудниками, основываясь на результатах выполненной обширной многолетней программы экспериментального и теоретического исследования массообменных процессов в разрабатываемом газоконденсатном пласте, в том числе с воздействием на залежь, предложили комплекс методов повышения эффективности отбора запасов газа и конденсата из недр эксплуатируемого ГКМ. Методы предусматривают воздействие на пласт путем нагнетания газообразных и жидких растворителей и дают возможность увеличить степень извлечения пластовых углеводородов, вовлекая в активную разработку ретроградный конденсат призабойных зон скважин и меж-скважинной области пласта. Физической основой методов является принудительное смещение равновесия в двухфазной газоконденсатной системе в сторону либо жидкой, либо газовой фазы, в зависимости от конкретных физико-химических свойств газоконденсатной смеси и термобарических особенностей пласта. Целью смещения равновесия в сторону жидкой фазы является придание подвижности (либо увеличение подвижности) этой фазе при достаточно высокой насыщенности порового пространства пласта выпавшим конденсатом и относительно высоком пластовом давлении. Целью смещения равновесия в сторону газовой фазы является испарение части выпавшего конденсата в нагнетаемый газ, который по первоначальному составу должен быть сугубо неравновесным по отношению к пластовой жидкой фазе. Таким образом, при смещении равновесия в системе в сторону как жидкой, так и газовой фазы происходит вовлечение в процесс фильтрации по меньшей мере части ретроградного конденсата. Физическое и математическое моделирование, а также промысловые испытания свидетельствуют, что в результате воздействия на частично истощенный газоконденсатный пласт можно извлечь не менее 10-15 % ретроградной жидкой фазы из межскважинной зоны пласта и на 10-20 % повысить продуктивность добывающих скважин.

Термогидродинамические исследования и практика разработки ГКМ свидетельствуют о тесной связи интенсивности межфазных массообменных процессов в газоконденсатном пласте с составом углеводородной смеси, в частности с содержанием промежуточных компонентов (этан, пропан, бутаны). Так, чем больше в составе смеси этих компонентов, тем ниже давление начала конденсации и тем меньше выпадает конденсата при снижении давления в системе.

Для получения соответствующей конкретной информации и создания методов воздействия на газоконденсатный пласт, в которых бы использовались природные особенности промежуточных углеводородов в целях более эффективного извлечения выпавшего конденсата путем испарения, А.И. Гриценко и P.M. Тер-Саркисовым с сотрудниками проведены широкомасштабные экспериментальные и аналитические исследования. В данном разделе излагаются результаты этих исследований, из которых следует, что выбрано новое перспективное направление совершенствования разработки ГКМ с воздействием на пласт.

Многообразие составов природных газов предопределяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения (рис. 6.1). Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5-30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10-20 до 85-95 % промежуточных углеводородов. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С24, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С24 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 6.1). Соответственно в межфазный массооб-мен вовлекаются другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. На рис. 6.2 представлена по данным [52] связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С24 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИ-ГАЗа [31] предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С5+) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе начального состава (рис. 6.3). Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С24, или, напротив, содержание последней ниже “среднего”. На рис. 6.4 приведен полученный во ВНИИГАЗе

[31] по экспериментальным данным график зависимости растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракции С24. Из этого графика следует, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное

1000 -800 -600 -400 -200 -


М, % (массовая доля)

Рис. 6.1. Связь между содержанием в конденсате метановых углеводородов и выходом конденсата на примере залежей Амударьинской впадины (нижнемеловые отложения Бухарской ступени, Узбекистан)




Рис. 6.2. Связь между содержанием в пластовой смеси исходного состава углеводородов С2_4 и выходом конденсата С5+ (q) на первом этапе разработки ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ:

1 - Днепровско-Донецкая впадина; 2 - Саратовское Поволжье; 3 - Западно-Сибирская провинция;

4 - Амударьинская впадина; 5 - Восточное Предкавказье; 6 - Западное Предкавказье

состояние. Таким образом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в газоконденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на кон-денсатоотдачу пласта при прочих равных условиях. На рис. 6.5 приведена полученная по результатам экспериментов в сосудах PVT-соотношений [52] зависимость коэффициента извлечения конденсата (С5+) от содержания С2 + + С3 + С4 в пластовой смеси исходного состава (по горизонтали отложено безразмерное отношение суммарного содержания промежуточных углеводородов к С5+).

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по проблеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разработки ГКМ автором с сотрудниками были предложены способы воздействия на газоконденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [49]. Сущность воздействия заключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в разработку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

ТАБЛИЦА 6.1

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Показатели

Алканы

Метан

Этан

Пропан

Изобу

тан

Нормаль

ный

бутан

Нормаль-н ый пентан

Химическая формула Молекулярная масса Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С Критические параметры: температура, К давление, МПа плотность, кг/м3 Теплота испарения при давлении 0,1 МПа, кДж/кг

СН4

16,04

-161,3

190,8

4,63

163,5

570

С2Н6

30,07

-88,6

305,3

4,87

204,5

490

С3Н8

44.09 -42,2

369.9 4,25 218,5

427

ёА0-с4н

58,12

-10,1

408,1

3,65

221,0

352

1-С4Н,о

58,12

-0,5

425,2

3,80

226,1

394

^5Н12

72,15

+36,2

469.7 3,37

627.8 341

Дальнейшие исследования показали, что во многих случаях весьма технологичны методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону газовой фазы [5]. Эти методы позволяют как повышать на 10-20 % продуктивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10-15 % ретроградного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физическое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности, с учетом роли промежуточных углеводородов в массообменных процессах, установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения ретроградного конденсата путем его испарения.

Результаты этих исследований излагаются ниже.

Рис. 6.3. Зависимость средних потерь Vn стабильного конденсата от его потенциального содержания q при начальном пластовом давлении


Рис. 6.4. Влияние содержания С2—С4 на давление р0 перехода системы в однофазное состояние при разном содержании фракции С5+, см3/см3:

1 - 1000; 2 - 1200; 3 - 1600; 4 - 2180

При разработке ГКМ на режиме истощения и снижении пластового давления до области давлений максимальной конденсации пластовой смеси происходит закономерное облегчение продукции залежи с переходом, в основном высокомолекулярной части смеси, в жидкое состояние. В зависимости от начального состава и пластовой температуры смесь характеризуется большими или меньшими давлениями начала и максимальной конденсации. Чем легче средний состав смеси, тем позднее начинается конденсация и тем раньше система вступает в область максимальной конденсации. В соответствии с этим область нормального испарения жидкой фазы начинается при большем или меньшем давлении в истощаемой залежи. Это подтверждается результатами аналитических исследований фазового поведения газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжин) ГКМ (табл. 6.2). Расчеты показали, что при уменьшении в 1,5 раза или таком же увеличении начального содержания фракции С24 происходит соответствующее изменение фазового поведения смеси (рис. 6.6). Если в исходной смеси при содержании С5+ около 280 г/м3 и С24 около 198 г/м3 (12,21 % (молярная доля)) давление начала конденсации составляет 28,6 МПа, то при полуторакратном уменьшении содержания промежуточных углеводородов (и неизменном содержании С5+) давление начала конденсации смеси возрастает до

Рис. 6.6. Влияние содержания фракции С2—С4 на давление начала конденсации смеси углеводородов типа натурной газоконденсатной смеси Уренгойского    (валанжин)    месторождения;

ё5+наЧ = 5,27 % (молярная доля),    f =

= 84 °С.

Содержание С24, %: 1 - 18,3, 2 - 12,2, 3 -8,1


(С,- С4)/С5+

Рис. 6.5. Зависимость коэффициента извлечения стабильного конденсата (С5+) при снижении давления до 0,1 МПа от относительного содержания этан-пропан-бутановой фракции в пластовой смеси начального состава (по группе газоконденсатных    месторождений

Краснодарского края)


р0, МПа


30,8 МПа, а при полуторакратном увеличении С24 снижается до 26 МПа. Экспериментальные исследования показали, что промежуточные углеводороды могут понижать давление начала перехода смеси в двухфазное состояние даже при одновременном увеличении в смеси тяжелых углеводородов (рис. 6.7).

Таким образом, промежуточные углеводороды: этан, пропан, бутаны -играют важную роль в межфазных массообменных процессах при разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления. Чем ниже содержание С24 в системе, тем раньше, т.е. при большем давлении, система начинает разделяться на жидкую и газовую фазы и тем большая часть высокомолекулярных компонентов (С5+) переходит в неподвижное

Состав, % (молярная доля), и основные параметры модельной Уренгойской (валапжнп) газоконденсатной системы при давлении 35 МПа и температуре 84 °С

Углеводороды, параметры

Значение параметра

Углеводороды, параметры

Значение параметра

Метан

82,508

Додекан

0,400

Этан

7,548

Гептадекан

0,511

Пропан

3,334

Сумма углеводородов

100,00

Изобутан

0,631

Пентан плюс высшие

5,278

1-Бутан

0,701

Молекулярная масса

121

Пентан

0,226

С5+, г/моль

Гексан

1,005

Конденсатогазовый

280

Гептан

2,304

фактор, г/м3

Нонан

0,315

Давление начала кон

28,6

Декан

0,517

денсации, МПа

жидкое состояние уже при высоких пластовых давлениях, ненамного меньших начального. Пластовые потери конденсата (С5+) возрастают при “недостаточном” содержании в смеси фракции С24 пропорционально площади между кривыми “менее благоприятной” и “более благоприятной” по количеству С24 газоконденсатных смесей (см. рис. 6.6, 6.7). По данным предпроектных исследований текущая и конечная конденсатоотдача пласта при разработке на истощение оценивается специалистами как недостаточно высокая. Анализ влияния начального содержания фракции С24 на конден-сатоотдачу конкретного месторождения может явиться основанием для того, чтобы предложить проект разработки, в котором корректируются неблагоприятные последствия недостаточного содержания С24 путем реализации метода воздействия на пласт. Очевидно, воздействие на пласт должно существенно уменьшить пластовые потери конденсата, но, в отличие от обычного сайклинг-процесса, быть достаточно эффективным при относительно невысоких пластовых давлениях. Изложенные результаты исследований являются основой для разработки соответствующих методов воздействия на газоконденсатный пласт, обеспечивающих повышение его углеводородоотдачи.


Рис. 6.7. Влияние присутствия промежуточных углеводородов на давление начала конденсации газоконденсатной смеси:

1 - смесь с содержанием С5+ = = 4,23 % (молярная доля), не содержащая фракции С24;    2 -

смесь с содержанием С5+ =4,62 %, содержащая 12,21 % фракции

Так, авторы 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 С24 пластовой смеси. Затем продолжают разработку с частичным поддержанием давления путем нагнетания в пласт сухого углеводородного газа. В том случае, если начальное содержание С24 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 С24 в пластовом газе на процесс фазового перехода при разработке пласта на режиме истощения. Установлено, что при изменении начального содержания С24 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 С24 (см. рис. 6.6). Отсюда следует, что путем нагнетания в пласт в процессе его разработки смеси сухого газа с фракцией С24, концентрация которой в этой смеси превышает концентрацию С24 в пластовом газе, можно увеличить текущую и конечную конден-сатоотдачу пласта. Была получена зависимость коэффициента извлечения конденсата к моменту снижения давления до давления 1,5 МПа от отношения содержания фракции С24 к содержанию фракции С5+ в пластовом газе, аналогичная приведенной на рис. 6.5. Согласно этой зависимости, по мере увеличения отношения (С24)/С5+ коэффициент извлечения конденсата возрастает, причем особенно резко до значений отношения, равных 2-3. Если начальное содержание фракции С24 меньше двукратного содержания С5+, целесообразно перед нагнетанием сухого углеводородного газа создать в пласте оторочку из смеси сухого газа и фракции С24, причем содержание С24 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 С24 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 С24 в пластовом газе которого составляет 8,1 %, а фракции С5+ - 5,28 %, т.е. отношение (С24)/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 - 64-10-15 м2. 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 (С17). 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/м3.

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 меж-фазный массообмен. К концу истощения из модели было отобрано 23 % пен-танов плюс вышекипящих.

Второй эксперимент отличался от первого тем, что процесс истощения до давления максимальной конденсации фракции С24, 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 С24, процесс осуществляли с закачкой смеси, содержащей метан и 12,2 % фракции С24, 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 С24 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 С24 в пластовой смеси меньше двукратного содержания С5+, создание оторочки из смеси углеводородного газа и фракции С24 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.

6.1

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.

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.

Скважина 38 - искусственный забой 3281 м, эксплуатационная колонна

168 мм, интервалы перфорации 2920-2965 м, 3010-3040 м, 3060-3100 м, 31503200 м, общая перфорированная мощность разреза составляет 165 м. В скважину спущены насосно-компрессорные трубы диаметром 75,9 мм на глубину 3090,7 м. Скважина работает с 25.05.79, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех солянокислотных обработок (СКО) составили: А = 0,6 МПа2-сут/тыс. м3, В = 0,027 (МПа-сут/тыс. м3)2. За предшествующий период эксплуатации из скважины добыто 430,4 млн. м3 газа и 40 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось 10,2 МПа, а текущий дебит - 260 тыс. м3/сут.

Скважина 103 - искусственный забой 3096,0 м, эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, интервалы перфорации - 2804-2818, 2853-2899, 2912-2931, 2953-2992, 3018-3090 м. Общая мощность перфорации составляет 190 м с прострелом 1140 отверстий. В июле 1970 г. в процессе освоения скважины оборваны 4" НКТ, которые были извлечены, за исключением 184 м. Глубина спуска насосно-компрессорных труб диаметром 100,3 мм составляет 2802 м. Скважина работает с 05.01.73, коэффициенты фильтрационного сопротивления после трех СКО по данным контрольных замеров составляли: А = 8,39 МПа2-сут/тыс. м3, В = 0. За время эксплуатации скважины из нее добыто 2494,6 млн. м3 газа и 383,2 тыс. т стабильного конденсата. По состоянию на 01.07.83 пластовое давление на скважине равнялось

10,3 МПа, а текущий дебит составлял 250 тыс. м3/сут.

Водопроявления по скважинам не наблюдались. Конструкции скважин и их геолого-промысловая характеристика позволяли вести закачку в скв. 103 и контроль - на скв. 38.

Из вскрытого скважинами продуктивного разреза наиболее высокими емкостными и фильтрационными свойствами обладают III, IV и V пачки, в которых на долю поровых коллекторов (3-я группа, m > 6 %) приходится соответственно 52,1; 41,7; 42,4 % мощности пачек. Средние эффективные мощности поровых коллекторов для этих пачек соответственно равны 68,4; 48,1; 50,9 м.

Доминирующее количество газоотдающих интервалов (11) приходилось на III пачку. Они были зафиксированы в скв. 38 (один работающий интервал мощностью 45 м), в скв. 91 (два мощностью 41 м), в скв. 92 (один мощностью 49 м), в скв. 103 (два мощностью 11 м), в скв. 104 (три мощностью 79 м), в скв. 105 (один мощностью 80 м) и в скв. 106 (один мощностью 33 м). Все эти интервалы представлены коллекторами порового типа. На долю IV пачки приходилось семь газоотдающих интервалов: в скв. 38 (три мощностью 46 м), в скв. 103 (три мощностью 28,4 м), в скв. 105 (один мощностью 18 м). В V пачке газоотдающие интервалы по термометрии выявлены в скв. 92 (один мощностью 30 м), в скв. 105 (один мощностью 48 м), в скв. 159 (три мощностью 97 м). В основном эти интервалы характеризуются коллекторами порового типа, реже низкопоровыми (m = 3-6 %).

Текущая продуктивная характеристика скважин изменялась от свода к восточному крылу структуры. Так, сводовые скв. 104 и 105 имели соответственно рабочие дебиты 700 и 740 тыс. м3/сут; скв. 106, 159, 103 и 38 (присводовые) имели рабочие дебиты 290, 200, 260 и 260 тыс. м3/сут. Мало-дебитными являлись крыльевые скв. 92 (рабочий дебит 160 тыс. м3/сут) и скв. 93 (рабочий дебит 100 тыс. м3/сут). Рабочий дебит газа самой восточной крыльевой скв. 91 равнялся 100 тыс. м3/сут.

Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газоконденсатной залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и периклиналь-ных замыканий структуры.

По распределению текущего пластового давления в залежи (карта изобар составлена на 01.07.83) скважины участка имели следующие характеристики: в контуре изобар 10 и 11 МПа находились скв. 104, 105, 106, 38, 103; между изобарами 11 и 12,3 МПа - скв. 159, 92, 93, 91. Практически все скважины характеризовались близкими значениями пластового давления, среднее значение которого равнялось 10,3 МПа.

Исходя из распределения поровых коллекторов в продуктивном разрезе, газоотдающих интервалов, пластового давления, а также учитывая вскрытие скважинами на полную мощность I-IV литолого-коллекторских пачек, можно сделать вывод, что объектом закачки широкой фракции легких углеводородов могли быть III и IV пачки.

К маю 1987 г. на опытном участке был выполнен большой объем подготовительных работ. Геофизические исследования позволили определить коррелирующие газоотдающие интервалы для скв. 38, 103, 256, 257. Это два интервала в московских отложениях (от 2774 до 2899 м) и один интервал в протвинских отложениях (от 2924 до 3006 м). Объем пор опытного участка, ограниченного на структурной карте окружностью радиусом 285 м вокруг скв. 103 (среднее расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами), составляет около 1,5-106 м3 (рис. 6.8). Оторочка растворителя минимального размера, создание которой и последующее продавливание сухим

Рис. 6.8. План расположения скважин опытного участка.

Скважины: 1 - нагнетательная, 2 - контрольно-эксплуатационные; контуры опытного участка: 3 - внешний, 4 - внутренний, 5 - изогипсы по подошве кунгурского яруса

газом позволили бы зафиксировать на добывающих скважинах физический эффект от воздействия, должна была составить 3-4 % газонасыщенного объема пор опытного участка. Для ее создания необходимо было подать в пласт около 25 тыс. т ШФЛУ.

Закачка ШФЛУ в нагнетательную скв. 103 была начата в мае 1987 г. и велась следующим образом (рис. 6.9).

ШФЛУ по первой нитке конденсатопровода Вуктыл - Ухта и межпро-мысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, использовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода. Из разделительных емкостей через узел замера ШФЛУ подавалась в шлейф скв. 103. Закачку вели с перерывами и закончили в январе 1988 г. Согласно программе работ, в скв. 103 всего было закачано 25,8 тыс. т ШФЛУ.

Подача отсепарированного газа для продвижения оторочки, начатая в марте 1988 г., осуществлялась с помощью компрессора 10 ГКН со средним темпом 160-180 тыс. м3/сут. По состоянию на 01.07.89 было закачано около 45 млн. м3 газа из 75 млн. м3, предусмотренных программой эксперимента и составляющих в условиях пласта приблизительно один поровый объем опытного участка.

Геофизические исследования в процессе закачки ШФЛУ и газа показали, что профиль приемистости скважины по газу несколько отличается от приемистости по ШФЛУ: газ более интенсивно поступал в нижние интервалы (IV-V пачки), в то время как ШФЛУ в большей степени была поглощена вышележащими московскими отложениями (III пачка). В период закачки контролировали давление на головке нагнетательной скважины, на устье добывающих скважин, дебиты добывающих скважин по газу и конденсату,

Рис. 6.9. Технологическая схема закачки ШФЛУ и газа сепарации на УКПГ-1:

1 - запорная арматура; 2 - замерная диафрагма; 3 - обратный клапан; 4 - расходомер “Турбоквант”; 5 - разделительная емкость; 6 - линия подачи ШФЛУ; 7 - линия подачи газа сепарации; 8 - номер технологической линии (скважины)

физико-химические свойства добываемого конденсата, содержание фракции С24 в продукции и другие необходимые параметры.

Начиная с декабря 1987 г., т.е. в период наиболее интенсивной закачки ШФЛУ, в продукции скв. 38 и 256, расположенных соответственно в 225 и 175 м от нагнетательной скв. 103, отмечается влияние воздействия на пласт.

Первое увеличение выхода конденсата в скв. 256 (от 43 г/м3 исходного значения до 65 г/м3), пик которого приходится на конец января 1988 г., сопровождалось повышением плотности, молекулярной массы, утяжелением фракционного состава. На связь этого процесса с закачкой ШФЛУ однозначно указывало повышение содержания пропан-бутановой фракции в добываемом газе.

Второй вал конденсата наблюдался с первых чисел апреля 1988 г., т.е. спустя две недели после начала закачки газа в скв. 103 для продвижения оторочки. В этот период, который продолжался до конца мая, повышение выхода конденсата было несколько меньшим (до 54 г/м3), но конденсат поступал более тяжелым по своему составу. Суммарная молярная доля фракции С34 увеличивалась до 8,3 %. Аналогичные изменения наблюдались и в скв. 38.

В скв. 257, несмотря на волнообразный характер динамики выхода конденсата, в какой-то мере коррелирующий с изменениями на скв. 38 и 256, однозначной реакции на закачку ШФЛУ не наблюдалось.

Волнообразный характер изменения выхода конденсата объяснялся низкой продуктивностью этой скважины (периодическим накоплением и выбросом конденсата из призабойной зоны и ствола скважины). Отмечен факт самоглушения этой скважины.

По скважинам внешнего контура опытного участка (скв. 104, 105, 106, 92) изменений в составе продукции отмечено не было, поскольку объем закачанных агентов недостаточен по масштабам участка, определяемого “внешним” контуром. Кроме периферийной скв. 92, конденсат которой принял желтоватый оттенок, что, видимо, не было связано с закачкой ШФЛУ, остальные скважины имели состав пластового газа, соответствующий термобарическим условиям пласта.

На рис. 6.10 представлена динамика параметров продукции скв. 38 и 256 в процессе вытеснения пластовой смеси оторочкой ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (содержание конденсата (q), его плотность (рк), содержание пропан-бутановой фракции (2 С34), отношение содержания метана к содержанию этана (Q/Сз), относительный объем закачанных агентов (V3/Vn)).

По результатам эксперимента были сделаны следующие выводы.

Появление первых признаков ШФЛУ в области отбора отмечается уже после закачки 0,04 от величины порового объема зоны (Vn), т.е. прорыв растворителя произошел по наиболее проницаемому пропластку, причем с учетом опережающего продвижения по кратчайшим линиям тока его толщина составляет около 1 м.

Подход смеси растворителя с вытесненным конденсатом из-за перерыва в закачке наблюдается в две стадии: первая - при закачке ШФЛУ в объеме (0,08-0,l)Vj,, вторая - при последующей подаче газа в объеме (0,3-0,6)Vj,. По всей видимости, полуторамесячный перерыв между окончанием закачки ШФЛУ и началом закачки газа в условиях продолжающегося отбора способствовал расформированию образовавшегося в пласте вала из смеси растворителя с конденсатом.

Очевидно, что при прокачке 0,6VD флюида в некоторой части порового объема зоны процесс вытеснения в основном завершился, о чем свидетельствует достаточно резкий спад содержания конденсата и пропан-бутановых компонентов при одновременном увеличении метан-этанового соотношения, что характеризует подход фронта закачиваемого газа.

Для дальнейших рассуждений необходимо сделать предварительные замечания.

1.    Опережающий прорыв газа происходил в верхней части московских отложений, что подтверждено глубинными измерениями в ходе специально организованной форсированной закачки.

2. Значение коэффициента Джоуля - Томсона (рассчитанного по высокоточной термометрии в скв. 256) показывало, что из интервалов, расположенных в верхней части московских отложений (I) и в башкирских отложениях (III), после прорыва газа наблюдалось поступление однофазной газовой смеси. Интервалы II и IV, напротив, характеризовались притоком двухфазной газожидкостной смеси, причем их относительный дебит существенно ниже, чем газоотдача из интервалов I и III.

3. Глубинными измерениями в нагнетательной скв. 103 через двое суток после прекращения форсированной закачки были установлены перетоки газа

Рис. 6.10. Динамика основных параметров продукции скв. 256 (сплошная линия) и скв. 38 (пунктирная линия) как функция относительного объема закачанного агента

из интервалов II и IV в интервалы I и III, т.е. продвижение газа по интервалам II и IV затруднено находящейся в них жидкой фазой (ШФЛУ и конденсат).

Приведенные замечания свидетельствуют о том, что при прокачке 0,6Vn флюида процесс вытеснения произошел только по интервалам I и III, суммарный поровый объем которых в зоне воздействия близок к 0,6Vu.

На момент закачки 0,6Vп флюида из скв. 256 и 38 дополнительно добыто 671 т конденсата и 4145 т пропан-бутановой фракции.

Отсюда минимальное значение коэффициента извлечения конденсата (при текущей плотности сырого конденсата в пластовых условиях 680 кг/м2) составляет

доб


Q


671


С учетом того, что около 6 % от количества добытой пропан-бутановой фракции приходится на дополнительный конденсат, а в составе закачанного ШФЛУ содержалось в среднем 92 % этих компонентов и плотность ШФЛУ составила 553 кг/м3, текущий коэффициент возврата растворителя

K =    4145-°’94 я 0,96.

возвр 7970.0^553.0^92    ’

Таким образом, воздействие на пласт растворителем проявилось как динамический процесс, наиболее четко наблюдавшийся при добыче продукции опытного полигона в периоды сначала интенсивного нагнетания ШФЛУ, а затем начала закачки продавливающего газа. Всего за эти два периода и в “смазанном” виде позднее было дополнительно извлечено из пласта около 1 тыс. т стабильного конденсата (С5+). Суммарное дополнительное поступление пропан-бутановой фракции по добывающим скважинам 38 и 256 составило около 5 тыс. т.

6.2

РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ С НАГНЕТАНИЕМ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

В разделе 3 были изложены научные основы метода разработки истощенного газоконденсатного месторождения путем нагнетания газа, сугубо неравновесного по отношению к двухфазной пластовой смеси.

Авторы и их коллеги, опираясь на созданные научные основы, разработали технологию повышения углеводородоотдачи истощенного месторождения газоконденсатного типа.

В 1989 г. на заседании Центральной комиссии по разработке ОАО (тогда - Государственного газового концерна) “Газпром” было принято решение о проведении на Вуктыле широкомасштабных опытных работ с целью апробации предложенных ВНИИГАЗом методов повышения эффективности разработки истощенных газоконденсатных месторождений (проект “Конденсат-2”).

6.2.1

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Для испытания в промысловых условиях технологии вытеснения пластовой смеси сухим газом при низких пластовых давлениях р < рмк специалистами ВНИИГАЗа и предприятия “Севергазпром” при участии одного из авторов был выбран полигон в районе скважин 195-129 Вуктыльского НГКМ. Этот полигон занимает часть южного погружения (периклинали) северного купола в пределах площади, ограниченной скв. 7, 129, 130, 133, 254, 131/150, 128, 127, в центре которой располагаются скв. 158, 195, 151 (табл. 6.3). Площадь опытного участка на структурной основе (карте по кровле артинского яруса нижнепермских отложений) располагается между

ТАБЛИЦА 6.3

Геолого-промысловая и фильтрационно-емкостная характеристика скважин опытного участка

Параметры коллекторских свойств пород в работающих интервалах


Интервал перфорации фильтра, открытого ствола, м


Толщина работающего интервала, м


Пер-фори-рован-ная толщина, м


Дата

прове

дения

ГИС


Но

мер

сква

жины


Дебит на 01.01.89, т-м3/сут


кп.


т, %


iv м


10-15 м2


57


35


2916-3018

3022-3030

3052-3068

3124-3140

3168-3215

2573-2900,5

(открытый

ствол)

3000-3040

3055-3065

3090-3190

3200-3230

3275-3282

3290-3320

2505-2535

2580-2730

2780-2840

2840,6-2851

2800-2898

2905-3001

3108-3136

3144-3160

3280-3330

2810-2930

3000-3040

3095-3175

2800-2830

2850-2960

3030-3140

3314-3336

2954-3071

3104-3200


189

327,5

217

250,4

194

94

240

272

213


312

331

10

564

410

206

257

218


127

128

129

133

150

151 158

195


3,5


17


8,3


0,68


07

21.01.87


2846-2858

2872-2907

3000-3007

2800-2825

2850-2913

(3029-3100)*


54


35.3

33.4


2,5

0,78


10,7

8,5


20

23.03.81

02

03.12.83


Возраст

пород

Тектоническое нарушение

Pjas-Cjvn

PjS-Cjpr

Pjas-Cjvn

C2m-Cjpr

C2b-Cjvn

C2m-Cjvn

C2b-Cjmin

C2m-C2b

Параметры коллекторских свойств в интервале перфорации

^ м

т, %

IV

10-15 м2

88,8

64,3

7,8

0,5

81,4

10,0

1,8

96,8

-

-

69

9,5

1,36

134,5

9,6

1,4

58,6

8,4

0,72

66,1

9,5

1,35

Работающий интервал, м

2940-2948

2963-2970

3129-3142

3168-3197

3089-3100

3218-3224


Незначительная газоотдача, в подсчет не включена.

изогипсами минус 2100 м (скв. 129) и минус 2700 м (скв. 128) в присводовой части и на восточном крыле структуры. Породы здесь залегают под углом 24°, а гипсометрический перепад маркирующей поверхности составляет 600 м. В южном направлении поверхность погружается более плавно и на участке от скв. 129 до скв. 133 и 254 имеет угол наклона до 9°, гипсометрический перепад 400 м (рис. 6.11).

Толщина и стратиграфический объем продуктивного разреза, вскрытого скважинами в пределах опытного участка, контролируются гипсометрическим положением структурной поверхности продуктивных отложений и плоскостью газоводяного или газонефтяного контакта (ГВК, ГНК). На участке продуктивный разрез вскрыт от бобриковских до кунгурских отложений.

По литологическим и петрофизическим свойствам и характеру распределения коллекторов вскрытая газонасыщенная толща подразделяется на литолого-стратиграфические продуктивные горизонты, объединяющие от одной до нескольких стратиграфических единиц разреза. В пределах рассматриваемого участка их вскрыто шесть. Эти горизонты по результатам исследований В.И. Сливкова, В.А. Лещенко, Н.А. Рулева имеют следующую литологическую характеристику.

Отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми (пачка I) средней толщиной 246 м представлены темно-серыми плотными, в разной степени окремненными и сильно перекристаллизованными разноглинистыми до мергелей и даже аргиллитов органогенно-обломочными и органогенными известняками, и только в верхней части - мергелями и аргиллитами. К низу окремнение уменьшается, появляются слабая доломитизация и участками ми-крокавернозность. Все породы имеют хорошо развитую микротрещиноватость. Заметное увеличение густоты микротрещин наблюдается в сводовых частях структуры и на ее западном крыле. На долю трещинно-поровых коллекторов приходится 5 % толщины горизонта. Коллекторы залегают крайне неравномерно в виде тонких прослоев и линз. По данным геофизических исследований скважин (ГИС) почти весь разрез рассматриваемой толщи

Рис. 6.11. Структурная карта опытного участка УКПГ-8:

1 - линия регионального надвига; 2 - эксплуатационные скважины; 3 - граница опытного участка; 4 - нагнетательные скважины; 5 - изогипсы подошвы кунгурского яруса нижней перми

характеризуется крайне слабой расчлененностью и высокими сопротивлениями до 5000 Ом-м и выше.

Коллекторы продуктивной толщи относятся к сложным, имеют, как правило, вторичную пористость, по характеру пустотного пространства являются смешанными и имеют межзерновую, трещинную и каверновую пористость. Поровые и мелкокавернозные участки приурочены в основном к доломитам и доломитизированным известнякам.

В разрезе продуктивной толщи В.И. Сливковым, В.А. Лещенко, Н.А. Рулевым в соответствии с подходом А.А. Ханина установлены три группы коллекторов:

1-я    группа - тонкопорово-микрокаверново-трещинные,

m = 0,1-3 %; к = 10-19 - 9 • 10-17 м2;

2-я    группа - порово-микрокаверново-трещинные,

m = 3-6 %; к = 5 • 1019 - 8,5 • 1016 м2;

3-я    группа - трещинно-микрокаверново-поровые,

m > 6 %; к = 1,1 • 1016 - 4,5 • 1012 м2.

По данным разработки и профилям притока установлено, что основную емкость газоконденсатного резервуара залежи составляют коллекторы третьей группы (m > 6 %), т.е. трещинно-поровые. Поэтому для опытного участка характеристика емкостных и фильтрационных свойств коллекторов, особенности их распределения в продуктивном разрезе даются по 3-й группе (m > 6 %) коллекторов. Рассматриваются и приводятся ФЕС пород-коллекторов в стратиграфической последовательности снизу вверх от VI до

II горизонта (CIbb - Qmh - Pja + C3). Продуктивный разрез в пределах участка под закачку газа начинается терригенными отложениями бобриков-ского горизонта нижнего карбона (пачка VI); максимальная вскрытая толщина их 197 м (скв. 254), из которых газонасыщенного коллектора лишь 6,4 м (скв. 195). В скв. 254 все эффективные толщины приходятся на нефтенасыщенную часть разреза. Пористость в продуктивной части составляет

5 %, проницаемость 1,2 • 10-16 м2. Разрез уплотнен.

Тульские и алексинские отложения относятся к плотным низкопоровым “неколлекторам” и рассматриваются как полуэкран для газовых скоплений в бобриковских песчаниках.

Разрез михайловских отложений вскрыт в скв. 151, 158, 195, 254 (254 - геофизическая скважина), эффективные газонасыщенные толщины выявлены в скважинах 151 и 158 (соответственно 13,9 и 23,2 м). В скважинах 195 и 254 эти отложения представлены плотными разностями пород. Пористость газонасыщенных пород составляет 9,1-9,7 %, проницаемость (1,01-1,65) • 10-15 м2.

Однако материалы бокового каротажа (БК) указывают на неоднородность разреза за счет переслаивания тонких (1-3 м) пропластков различного сопротивления. Чисто артинские карбонаты газоотдающими являются только в скв. 2 (контрольно-наблюдательная), расположенной вне рассматриваемого участка, и в центральной, тяготеющей к западному крылу сводовой части северного купола. Кроме того, в ряде скважин, опробованных в разное время (4, 12, 26, 33, 34, 35, 29, 47, 142, 56, 57, 204, 207), испытанные в этой части разреза объекты оказались “сухими” или в лучшем случае были получены слабые признаки газонефте- и водонасыщения. Эти отложения ведут себя как низкопоровый “неколлектор”, обладающий достаточно высоким остаточным водонасыщением, большим градиентом давления, тонкопоро-вым строением, отсутствием зависимости между пористостью, проницаемостью и остаточной водонасыщенностью. Продуктивность сакмарских отложений отдельно не установлена, они эксплуатируются совместно с ассельски-ми, всего лишь в четырех скважинах (3, 114, 144, 145), расположенных за пределами рассматриваемого участка.

Отложения ассельского яруса и верхнего карбона (пачка II) имеют среднюю толщину на участке 73,3 м. Состоят они преимущественно из темно-серых, серых и реже светло-серых плотных органогенных, органогеннообломочных и органодетритовых, сильно перекристаллизованных известняков, в разной степени доломитизированных до доломитов, глинистых и ок-ремненных. Породы макро- и микротрещиноватые, отмечается микрокавер-нозность. Трещинно-поровые коллекторы составляют 20,1 % толщины горизонта. Залегают они неравномерно тонкими (0,5-2 м) пропластками. Продуктивность этих отложений отмечается в скважинах, расположенных на западном крыле и тяготеющих к сводовой принадвиговой зоне (скв. 3, 144, 154), где наиболее развита макро- и микротрещиноватость пород, за счет чего улучшаются их ФЕС. К востоку от свода породы тонкопоровые, плотные.

Отложения московского яруса среднего карбона (пачка III) средней толщиной 136 м на участке представляют собой чередование светло-серых органогенно-детритовых, в разной степени перекристаллизованных и доломитизированных известняков и вторичных доломитов с переходом одной породы в другую. По всему разрезу установлены микротрещиноватость, микро-кавернозность, сутуры. Для нижней (подошвенной) части горизонта характерно наличие глинистых разностей карбонатных пород, которые являются “репером”. По данным промысловой геофизики разрез слабо дифференцирован, кроме нижней части, менее уплотнен и характеризуется меньшими сопротивлениями (рк = 500-2000 Ом-м). Участкам, где преобладают доломиты, соответствует низкий фон гамма-активности. На долю поровых и тре-щинно-поровых коллекторов приходится 31,6 % толщины горизонта.

Стешевско-веневские карбонаты в пределах участка вскрыты шестью скважинами (7, 150, 151, 158, 195 и 254). Они характеризуются высокими значениями эффективных толщин от 49,4 м (скв. 150) до 85,6 м (скв. 7), пористостью от 7,5 до 10,5 % и проницаемостью (0,45-2,3) • 10-15 м2. Максимальные эффективные толщины в контуре изопахиты 80 м развиты в центральной части участка. К востоку они уменьшаются до 30 м, на юге и севере участка - до 50 и 60 м. Трещинно-поровые коллекторы составляют 49,8 % толщины горизонта.

Башкирско-протвинский разрез вскрыт практически всеми скважинами (7, 128, 130, 133, 150, 151, 158, 195, 254). Максимальные эффективные толщины оконтуриваются изопахитой 40 м в районе скв. 7, 151, 133, 129. На восток и запад эффективные толщины изменяются соответственно до 20 м. Емкость этой толщины характеризуется пористостью от 6 до 9,9 %, фильтрационные свойства - проницаемостью (0,14-1,9)-10-15 м2. В целом башкирско-протвинские карбонаты более плотные, чем стешевско-веневские. Трещинно-поровые коллекторы в разрезе залегают в виде прослоев, линз, на долю которых приходится 23,7 % толщины горизонта.

Отложения московского яруса среднего карбона в пределах участка вскрыты всеми скважинами. Трещинно-поровые коллекторы развиты по всей площади. Наибольшие эффективные газонасыщенные толщины приурочены к скв. 7, 129 и 151. Максимальное значение эффективной толщины, равное

99,3 м, имеет скв. 151. Основной объем коллекторов приходится на сводовую центральную часть участка, которая оконтуривается изопахитой 80 м. На погружениях к границам участка эффективные толщины сокращаются до 6050 м. На трещинно-поровые коллекторы (т > 6 %) приходится 55,7 % толщины горизонта. Пористость пород-коллекторов изменяется от 7,1 до 10,3 %, проницаемость (0,3-2,3) • 10-15 м2. Основной объем коллекторов приурочен к средней части московских карбонатов, что позволяет рассматривать их как единый газогидродинамически связанный газоконденсатонасыщенный резервуар. С учетом высоких ФЕС и наличия значительных остаточных запасов газа и конденсата московские карбонаты являются основным объектом под закачку газа.

Нижнепермские отложения (в объеме ассельских, сакмарских, артин-ских), а также и верхнекаменноугольные в пределах участка представлены плотными, глинистыми карбонатными породами, в основном с пористостью т = 0,1-3 %. Трещинно-поровые коллекторы по площади развиты в виде ограниченных полей, по разрезу это - отдельные тонкие прослои и линзы. Доля их составляет от 3 до 10 % толщины горизонтов. Так же, как тульские и алексинские отложения, толща нижнепермских - верхнекаменноугольных карбонатов в целом относится к низкопоровым “неколлекторам”, которые на процесс закачки газа отрицательного влияния не окажут.

Остановимся на особенностях флюидонасыщения продуктивного разреза и характере водопроявлений по информации, известной к началу проектирования технологической схемы эксплуатации опытного участка. В разрезе Вуктыльского месторождения относительно однородные (трещинно-поровые) коллекторы, как правило, залегают в виде довольно тонких пластов, разделенных низкопористыми и непоровыми коллекторами, но в сумме составляющих значительные толщины. Породы-коллекторы независимо от гипсометрии и стратиграфического положения имеют сложное строение и характеризуются резкой неоднородностью по ФЕС, что, в свою очередь, в процессе разработки оказывает влияние на характер насыщения пластовыми флюидами продуктивной толщи залежи.

В 1981 г. по данным ГИС с учетом результатов опробования скважин было установлено наличие в приконтактной части залежи зоны трехфлюидного насыщения, которая была названа “переходной зоной”. Эта зона находится между чисто газонасыщенной и чисто водонасыщенной частями разреза. В скважинах, вскрывших нефтяную оторочку, она насыщена нефтью, в остальных - имеет смешанное газонефтеконденсатоводяное насыщение.

Особенностью “переходной зоны” является ее перемещение (в процессе разработки) по разрезу из области повышенного давления (приконтактной) в зону с низким градиентом давления (к своду). Миграция “переходной зоны” обусловливается как условиями эксплуатации, так и степенью активности внедрения пластовых вод в залежь. В целом все это приводит к расформированию нефтяных оторочек и увеличению толщины “переходной зоны” за счет продвижения ее границы не только в пластах с пористостью более

6 %, но и за счет пропитки жидкими пластовыми флюидами низкопористых коллекторов.

Для рассматриваемого участка границы “переходной зоны” определены в интервале отметок минус 3207 - минус 3270 м, что дает толщину зоны в 63 м. Выше этой зоны характер текущей насыщенности продуктивного разреза пластовыми флюидами определялся по данным бокового и радиоактивного каротажа (БК, ГК + НГК). Насыщение продуктивного разреза газообразными и жидкими УВ опытного участка изменяется от контура продуктивности к своду залежи. Так, в бобриковских песчаниках в скв. 254 и 195 насыщение изменяется от чисто газового (газонасыщенность аг > 70 %, конденсат растворен в газе) до газоконденсатного (аг = 60-70 %, конденсат находится в рассеянном капельно-жидком состоянии), газожидкостного (аг < 60 %, смешанное насыщение, конденсат + нефть в жидкой фазе и газ) и до насыщения разреза пластовой водой. Преобладают газоконденсатный и газожидкостный типы насыщения, на долю которых приходится 72-86 % эффективной толщины горизонта. Чисто газовое насыщение составляет 14-28 %.

Михайловский разрез на участке имеет чисто газовое или газоконденсатное насыщение. На чисто газовый тип насыщения приходится 57-61 % эффективной толщины горизонта, на газоконденсатный - 39-43 %.

В стешевско-веневских карбонатах эти отложения имеют сложное распределение насыщенности. Здесь чисто газовое насыщение изменяется в пределах от 14 до 10 % эффективной толщины, газоконденсатонасыщен-ность - от 14,4 до 70,2 % и на газожидкостное насыщение приходится 1528,6 % эффективной толщины горизонта.

Башкирско-протвинские отложения вскрыты всеми скважинами рассматриваемого участка. Они характеризуются смешанным насыщением. Большую часть (60 %) составляет газоконденсатное и газожидкостное насыщение, которое охватывает от 35 до 100 % эффективного разреза, на чисто газовое насыщение приходится меньшая часть (40 %) толщины коллектора.

Разрез московских отложений имеет сложное смешанное насыщение -от газожидкостного, газоконденсатного до чисто газового, значения их соответственно составляют 43-47,6; 5,3-56 и 11-100 % эффективной толщины горизонта.

Нижнепермский (артинско-ассельский) и верхнекаменноугольный разрез в пределах участка имеет как чисто газовое, так и газоконденсатное и газожидкостное насыщение. Интервалы флюидонасыщенных коллекторов прослеживаются редкими тонкими прослоями. Доля их в эффективной толщине горизонта составляет 77-100; 56; 22,2-43,3 %.

Рассматриваемая продуктивная толща в пределах опытного участка от башкирско-протвинских отложений до кровли залежи (подошва кунгурских отложений) имеет в основном газовый и газоконденсатный характер насыщения.

Характер и интенсивность водопроявлений в залежи определяются положением скважин на структуре, расстоянием работающих объектов до ГВК, выходом на его уровень верхневизейско-московской проницаемой толщи, наличием микро- и макротрещиноватости и условиями эксплуатации скважин (форсированный режим).

С 1985 по 1989 г. основной очаг обводнения скважин сформировался от скв. 26 до скв. 188, далее по восточному пологому крылу, а также на запад от скв. 188 за счет вовлечения в него скв. 7, 129 и 133. На восточном крыле пластовые воды распространились по восстанию пластов до скв. 90. Локальный очаг поступления минерализованной воды сформировался в принадвиго-вой зоне в районе скв. 101. Таким образом, по залежи со стороны восточного крыла сформировалась обширная зона селективного обводнения по верхне-визейско-московским карбонатам. По гипсометрии вода появляется на все более высоких отметках и к настоящему времени она обнаруживается уже на 300 м выше ГВК (отметка начального ГВК минус 3350 м, скв. 104, 151, 105, 128, 129, 130), что говорит о быстрых темпах продвижения воды в последний период.

В ряде скважин - 62, 83, 152, 163, 167, 170, 179, 186, 192 и 195, рабочий интервал которых расположен выше ГВК, получены притоки пластовых вод при испытании. Это свидетельствует об обводнении значительной части продуктивной толщи не только непосредственно на участках работающих скважин, но и на пространстве между ними. В пределах рассматриваемого участка уровень водопроявлений в скважинах определяется гипсометрическим положением верхней границы “переходной зоны”, которая здесь находится на средней отметке минус 3207 м.

В процессе эксплуатации залежи в скважины поступают воды трех генетических типов, что свойственно и опытному участку:

пластовые воды, представленные главным образом подошвенными;

конденсатогенные воды (техногенные конденсационные);

технические жидкости (продукты СКО).

В большинстве случаев попутные воды представлены сложными смесями указанных типов.

Так, наличие чисто конденсационных вод зафиксировано в продукции скв. 66, 90, 15 и 104, конденсационные и пластовые имеют место в скв. 18, 84, 91, 92, 101, 105, 159, 257, с регулярным выносом минерализованных вод работают скв. 128, 129, 131, 150, 151, 158, 195.

Интенсивность водопритоков изменяется от 1 м3/сут до 10 м3/сут и более.

С выносом жидкости до 1 м3/сут работает скв. 158, с дебитом 2

4 м3/сут - скв. 84, 92, 129, до 10 м3/сут - 38, 128. В совместно работающих скв. 91 и 98 дебит жидкости составляет 12 м3/сут.

Оценка текущих запасов газа и конденсата участка по состоянию на 01.01.89 в условиях взаимодействия со всей залежью была проведена объемным методом.

Исходные данные для расчета находились следующим образом.

Площади участков были определены по карте масштаба 1 : 25 000 в границах контура продуктивности и по забоям скв. 127, 128, 131/150, 254, 133.

Параметр кп • Иэф (произведение коэффициента пористости в долях на эффективную толщину) для стратиграфических горизонтов находился как среднеарифметический из средневзвешенных по скважинам. Текущие давления по горизонтам приняты на основании имеющихся глубинных замеров путем пересчета на соответствующие абсолютные отметки.

Текущий коэффициент газонасыщенности Кг принят по материалам ГИС как среднеарифметическая величина по трем скважинам.

Для пачек III, IV, V текущие Кг отличаются от начальных незначительно. Для пачки VI (михайловский горизонт) и бобриковской залежи га-зонасыщенность в настоящее время снизилась.

Коэффициенты сверхсжимаемости, перевода пластового газа в “сухой”, усадки выпавшего в пласте конденсата, текущее содержание С5+, в добываемом газе, изменение порового пространства за счет выпавшего “сырого” конденсата находились по зависимостям, полученным по данным экспериментальных и промысловых исследований газоконденсатной характеристики.

Величины подсчетных параметров и результаты оценки запасов участка приведены в табл. 6.4.

Текущие запасы газа и конденсата опытного участка

Текущие параметры

Запасы в газовой фазе

Объем

Объем

Пло-

м

Поровый

газонасы

дав

тем

газа

в том

числе

выпав

ный

Пачка

SB

объем, 103 м3

Кг

щенный объем, 1000 м3

ление,

МПа

пера

тура,

К

z

пласто

вого,

10е3

газа “сухого”, 106 м3

ё5+в, т

шего конденсата, 103 м3

коэф

фициент

усадки

III C2m

5637,5

6,835

38532,3125

0,8

30825,85

5,2

324

0,898

1562,655

1461,791

58471,65

3452,5

0,802

IV C2b +

5562,5

2,245

12487,8125

0,65

8117,078

5,27

326

0,900

413,541

386,848

15473,93

913,2

0,798

+ Cipr V Cjsr + vn

4918,75

5,795

28504,1563

0,81

23088,367

5,32

329

0,902

1173,997

1098,22

43928,8

2609,0

0,788

VI Cjmh

3662,5

1,758

6438,675

0,5

3219,3375

5,36

330

0,901

164,508

153,89

6155,59

364,4

0,782

Всего:

85962,9563

65250,6325

3314,701

3100,749

124029,97

7339,1

ТАБЛИЦА 6.5

Параметры и запасы газа и конденсата по объектам участка

Поро

Текущие параметры

Текущие запасы вой фазе

в газо-

Объем

выпав

Объемны й

Район

Пло-

КЛф"

м

вый

газонасы-

дав

тем-

газа

в том

числе

шего

коэф

сква

жин

Пачка

*2

объем, 103 м3

Кг

щенный объем, 103 м3

ление,

МПа

пера-

тура,

К

z

пластового, 106 м3

газа “сухого”, 106 м3

ё5+в , т

конденсата, 103 м3

фици

ент

усадки

151,

III C2m

887,5

7,445

6607,4375

0,8

5285,95

5,2

324

0,898

267,961

250,665

10026,59

592,03

0,802

195

IV C2b +

887,5

2,546

2259,585

0,65

1468,724

5,27

326

0,9

74,827

69,997

2799,89

165,23

0,798

158-

+ C1Pr V C1sr + vn

887,5

6,47

5742,125

0,81

4651,121

5,32

329

0,902

236,5

221,235

8849,4

525,58

0,788

Про-

VI (11mh

687,5

1,758

1208,625

0,5

604,313

5,36

330

0,901

30,88

28,887

1155,49

68,41

0,782

ные

7,

Всего: III C2m

1262,5

7,431

15817,763

9381,6375

0,8

12010,108

7505,31

5,2

324

0,898

610,168

308,467

570,784

355,909

22831,37

14236,36

1351,25

840,6

0,802

129,

130,

IV C2b +

1262,5

2,794

3527,425

0,65

2292,826

5,27

326

0,9

116,813

109,273

4370,91

257,9

0,798

133

Про

+ C1Pr V C1sr + vn

1262,5

6,47

8168,375

0,81

6616,384

5,32

329

0,902

336,43

314,715

12588,58

747,7

0,788

ект

VI (11mh

875

1,758

1538,25

0,5

769,125

5,36

330

0,901

39,302

36,765

1470,62

87,1

0,782

ные

Всего:

22615,69

17183,645

873,011

816,662

32666,47

1933,3

Результаты физического и математического моделирования процесса воздействия на истощенный газоконденсатный пласт неравновесным сухим газом, изложенные в предыдущих главах, свидетельствуют о том, что нагнетание сухого газа в натурный пласт позволит существенно повысить эффективность доразработки остаточных запасов Вуктыльского месторождения. Однако на стадии проектирования невозможно учесть все особенности процесса в условиях натурного пласта, характеризующегося большими эффективными толщинами, сильной неоднородностью и трещиноватостью пород-коллекторов. Поэтому целесообразно провести опытно-промышленные испытания предлагаемых методов повышения извлечения выпавшего в пласте конденсата на ограниченном объекте в пределах рассмотренного участка.

Выбор объектов и обоснование бурения новых скважин. В пределах участка по согласованию с предприятием “Севергазпром” закачку тюменского газа было рекомендовано проводить в скв. 158, 195, 151. Реагирующими будут скв. 7, 129, 130 и 133 (см. рис. 6.11). При такой схеме закачки воздействие практически будет на весь продуктивный разрез по его толщине. Объем порового пространства между нагнетательными и реагирующими скважинами достаточно велик (табл. 6.5) и при ограниченной приемистости нагнетательных скважин сроки опытно-промышленных работ сильно затянутся. Для их сокращения было предложено к западу от скв. 158, 195 и 151 пробурить три эксплуатационные скважины на расстоянии соответственно 600, 700 и 840 м по забоям на московские отложения. При закачке тюменского газа в скв. 158, 195, 151 из новых и реагирующих скважин должен осуществляться отбор пластового флюида.

Как только состав добываемого из новых скважин газа будет близок к составу закачиваемого, новые скважины следует перевести под закачку газа. Таким образом будет осуществляться система последовательного линейного воздействия от восточного крыла к своду и далее к западному крылу в сторону меньших пластовых давлений.

Остановимся на эксплуатационной характеристике и техническом состоянии скважин опытного участка. Эксплуатационная характеристика скважин, расположенных в пределах участка, приведена в табл. 6.6. Все 11 скважин работают. Большинство скважин вступило в эксплуатацию до 1980 г.

Из 11 скважин эксплуатационную колонну диаметром 152 мм имеют восемь, 203 мм - две (скв. 129, 133) и 126 мм - одна (скв. 7). Скв. 133 имеет открытый ствол против продуктивных отложений, оборудована НКТ диаметром 112 мм и пакером, так же оборудована скв. 129. В остальных скважинах спущены НКТ диаметром 75,9 и 100,3 мм, а в скв. 128, 131, 158, 151 - НКТ переменного сечения. На забое скв. 131 находятся два геофизических груза, а в скв. 150 - оборванные НКТ (75,9 мм) - 246 м. На всех скважинах проводились работы по интенсификации притока от одного до пяти раз.

Суммарные отборы газа по скважинам данного участка в зависимости от продуктивности периода работы составляют от 0,5 до 7,1 млрд. м3. Самые большие отборы приходятся на скв. 7, 127, 133. Текущие дебиты скважин составляют от 15 до 577 тыс. м3/сут. Самый низкий дебит имеет скв. 128. Ухудшение продуктивности этой скважины связано с притоком пластовой воды и засорением призабойной зоны в процессе капитального ремонта; в настоящее время она работает на газлифте. Пять скважин (7, 127, 129, 130, 133) имеют дебиты свыше 300 тыс. м3/сут, четыре (131, 150, 151, 158) - от 200 до 270 тыс. м3/сут. Из этих скважин семь работают по НКТ и ЗТ.

Все перечисленные скважины имеют низкие коэффициенты фильтра-

ТАБЛИЦА 6.6 Эксплуатационная характеристика скважин участка

Показатели

Номер скважины

7

127

128

129

130

131

150

158

151

195

133

Дата ввода в эксплуатацию Конструкция:

30.05.69

03.03.70

06.04.81

17.03.73

02.12.70

13.07.84

25.07.80

31.12.80

31.10.80

26.04.83

19.09.72

диаметр долота, см

19,0

21,6

21,6

26,9

21,6

21,6

21,6

21,6

21,6

21,6

26,9

диаметр эксплуатационной колонны,

12,6

15,2

15,2

20,3

15,2

15,2

15,2

15,2

15,2

15,2

20,3

см

глубина спуска эксплуатационной колонны, м

3462,2

2573

3332,5

2840,6

2881

3409,6

3340

3314

3407

3450

2905

глубина искусственного забоя, м

3220

2900,5

3330

2851

2881,7

3392

3340,9

3336

3390

3260

3001

диаметр лифта, см длина лифта, м

7,59

2905

10,03

2588

7,59 * 6,2 2078 1069, 3

11, 2 7, 59 2460 200

7,59

2711

7,59

6,2

367

2830

7,59

3045

10,03 7,59 698,2 2208, 8

10,03 7, 59 586,5 2420, 5

7,59

3146

11,2

2763

Глубина середины вскрытого интервала, м

Осложнения в стволах скважин

3066

2736

3160

2672

2790

3120

2996

2970

2992

3077

2900

Пакер не герметичен

Оставлено 2 геофизических груза по 80 см

Голова оборванного НКТ диаметром 88,9 мм на глубине 3095 м

Число обработок для интенсификации притока (годы)

2 (19691977)

1 (1973)

5 (19741982)

3 (19741977)

1 (1976)

3 (1984)

5 (19841985)

3 (19801982)

3 (19801982)

3 (19831984)

Условия работы скважин

НКТ+ЗТ

НКТ+ЗТ

Газлифт

НКТ+ЗТ

НКТ+ЗТ

НКТ

НКТ+ЗТ

НКТ+ЗТ

НКТ+ЗТ

НКТ

НКТ

Показатели

Номер скважины

7

127

128

129

130

131

150

158

151

195

133

Продуктивная характеристика скважин: коэффициенты фильтрационного сопротивления А, МПа2-сут/тыс. м3

0,49

3,95

62,91

2,24

1,93

16,4

10,5

11,5

14,51

36,3

0,68

Q (МПа2-сут/тыс.

0,00113

0,0025

0

0

0

0

0

0

0

0,00903

0

м3)2**

дебит газа по да-ным информационных отчетов, тыс. м3/сут: декабрь 1987 г.

429

372

696

255

236

316

311

375

64

512

ноябрь 1988 г.

327

310

15,0

577

372

215

256

215

266

31

450

Суммарный отбор газа,

5135,19

6502,43

772,93

3766,4

3856,1

470,99

558,06

1055,25

1285,2

202,3

7101,33

млн. м3

Пластовое давление,

4,9

5,5

5,3

4,9

5,5

5,5

5,0

4,3

5,1

4,9

4,5

МПа

* Двухступенчатая ** Коэффициенты п

колонна, л олучены р;

шфт, верхг счетным п

1яя/нижня утем по ко

я ступени. нтрольным

замерам.

ционного сопротивления (А = 0,49 - 16,4 сут/тыс. м3) и приурочены к сводовой и присводовой части структуры. Низкая продуктивность скв. 195, по-видимому, связана с поступлением жидкости как из нижележащих отложений, так и из отдельных прослоев вскрытого интервала.

Закачку тюменского газа было предусмотрено проводить в скв. 158, 195 и 151.

В случае бурения дополнительных скважин между нагнетательными и реагирующими (см. рис. 6.11) ожидалось, что их продуктивные характеристики будут на уровне характеристик скв. 158, 151. Учитывая, что работать они будут в режиме как добывающих, так и нагнетательных, в этих скважинах целесообразно иметь НКТ диаметром 75,9 мм со спуском до нижних дыр перфорации.

В связи с реализацией предложенной технологии в качестве нагнетательных скважин было решено использовать три вновь пробуренные скважины (269, 270, 273). Позднее под нагнетание использовали дополнительно скв. 128, серпуховские отложения в которой были обводнены. Таким образом, реальная схема закачки и отбора газа была изменена по сравнению с расчетным вариантом (см. раздел 3).

6.2.2

СХЕМА ПОДАЧИ ГАЗА ДЛЯ ПЛОЩАДНОГО ВЫТЕСНЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ К ТРАНСПОРТУ

При поровом объеме 86 млн. м3 опытный участок имел запасы конденсата в жидкой фазе 7,3 млн. м3 и в газовой фазе 124 тыс. т (на 01.01.89).

Организация опытного участка на УКПГ-8 по извлечению выпавших в пласте углеводородов является одним из элементов создания ресурсосберегающей технологии на Вуктыльском ГКМ. Завершающим этапом является создание технологического комплекса, позволяющего не только в достаточной степени извлекать из газа углеводородные компоненты (С2+), но и в дальнейшем производить их переработку. В связи с этим специалистами Север-НИПИгаза прорабатывался вопрос о целесообразности строительства установки низкотемпературной конденсации и адсорбции (НТКА), позволяющей практически полностью извлечь из добываемого газа фракцию С2+ и направить ее на СГПЗ.

В настоящее время отсутствует определенность в том, какой метод обработки газа будет в перспективе использован на Вуктыльском ГКМ, поэтому целесообразно в общих чертах охарактеризовать возможные альтернативные варианты.

Схема подготовки газа в целом на Вуктыльском ГКМ (по схеме ДКС -ДС - НТС) такова. Поступающая на УКПГ продукция скважин проходит предварительную подготовку, которая заключается в одноступенчатой сепарации; цель предварительной подготовки состоит в необходимости обеспечения раздельного транспорта газа и конденсата от УКПГ до ГС с минимальными потерями давления. Газ сепарации с УКПГ под собственным давлением подается по внутрипромысловому газопроводу на прием ДКС. Давление на приеме ДКС составит 0,6 МПа, давление сепарации на УКПГ определится гидравлическими потерями во внутрипромысловом газопроводе с учетом расстояния от УКПГ до ГС. Конденсат с УКПГ через емкость передав-ливания с помощью газа высокого давления (тюменского) периодически передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее в подпорные емкости насосной конденсата ГС месторождения.

На ДКС с помощью многоступенчатого сжатия в центробежных нагнетателях давление общего потока газа (в том числе и газа Западно-Соплесского ГКМ) повышается до 4,5-5,0 МПа. При этом давлении газ на холодильной станции (ХС) ГС месторождения охлаждается до температуры минус 10 °С. Технико-экономическое обоснование возможности охлаждения 9 млрд. м3/г газа до минус 10 °С с помощью холодильных мощностей на ГС Вуктыльского месторождения выполнено сотрудниками СеверНИПИгаза и вошло в проект доразработки этого месторождения.

Охлажденный газ проходит на ГС низкотемпературную сепарацию с помощью существующего сепарационного оборудования. Подготовленный газ из низкотемпературных сепараторов направляется при давлении 4,44,9 МПа в магистральный газопровод Вуктыл - Ухта.

Отсепарированный в низкотемпературных сепараторах газовый конденсат направляется двумя потоками: на установку получения ШФЛУ и в подпорные емкости насосной конденсата. Из подпорных емкостей общий поток конденсата (в том числе и конденсата Западно-Соплесского ГКМ) насосом при давлении 4,5-5,0 МПа откачивается в магистральный конденсатопровод в качестве сырья для Сосногорского ГПЗ.

Схема подготовки газа на УКПГ и в целом на Вуктыльском ГКМ с вводом в эксплуатацию установки НТКА выглядит следующим образом. На УКПГ Вуктыльского ГКМ сохраняется схема предварительной подготовки продукции скважин методом одноступенчатой сепарации с подачей газа сепарации под собственным давлением во внутрипромысловый газопровод и далее на прием ДКС. Конденсат с УКПГ через емкость передавливания с помощью газа высокого давления (тюменского) передавливается во внутрипромысловый конденсатопровод и далее на установку НТКА.

Применение на ГС Вуктыльского ГКМ для окончательной подготовки газа (в том числе западно-соплесского, а в перспективе и усинского нефтяного) метода НТКА позволило провести глубокое извлечение этана, пропан-бутановой фракции и С5+ из газа в промысловых условиях и получить кондиционный газ для его дальнего транспорта по магистральному газопроводу.

На ГС Вуктыльского ГКМ в этом случае происходит соединение всех указанных газовых потоков, которые затем компримируются на ДКС с 0,6 до 5,0 МПа.

Компримированный газ обрабатывается на установке НТКА с деметани-зацией всего добываемого нестабильного конденсата. Очищенный и осушенный газ с установки НТКА направляется в магистральный газопровод; один поток фракции С2+ отводится на установку получения ШФЛУ, второй поток идет к Сосногорскому ГПЗ.

Для контроля за закачкой агентов и отбором продукции при реализации технологических процессов воздействия на пласт в условиях Вуктыльского НГКМ предложены технологические схемы, подробно рассмотренные в проекте “Конденсат-2”.

6.2.3

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ

На этапе подготовки к внедрению технологической схемы эксплуатации опытного участка Вуктыльского ГКМ с закачкой в пласт сухого газа под руководством одного из авторов была разработана система контроля за процессом. Основные положения этой системы изложены в последующих разделах.

ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Система физико-химического анализа построена на использовании результатов хроматографии закачиваемого и извлекаемого из пласта газа. Поскольку при воздействии на залежь используется сухой (по содержанию углеводородов С2+) газ, состоящий из метана с небольшим количеством азота, хроматографические данные дают возможность отслеживать динамику состава смеси с этим агентом пластового газа, содержащего существенно меньше метана, но почти на порядок больше азота. Кроме того, в нагнетаемом газе присутствует лишь небольшое количество компонентов С2+, тогда как в пластовом газе их содержание значительно.

Для повышения чувствительности хроматографического контроля было предложено отслеживать тенденцию изменения в продукции скважин не только содержания отдельных компонентов, но и их отношений, причем таких, в которых соотносимые компоненты имеют разнонаправленную динамику. Например, содержание метана в продукции при подмешивании закачанного газа должно было возрастать в интервале от 78-79 до приблизительно 98 % (молярная доля), тогда как содержание остальных компонентов из фракции С2+, а также азота должно было снижаться. Поэтому в качестве контрольных параметров-индикаторов были приняты также соотношения С,/С2, Q/C3, С./С4, Ci/N2, С,/С2+, С,/С5+, C1-h-Ca/C2-u30-Ca.

Последнее комплексное соотношение, как показали аналитические и экспериментальные исследования специалистов ВНИИГАЗа, полезно при длительном во времени контроле, когда через истощенный газоконденсатный пласт прокачиваются большие объемы газа. В этом случае оно имеет четкую динамику в сторону уменьшения.

При осуществлении физико-химического контроля важная роль отводится свойствам фракций С2+ и С5+ - плотности и молекулярной массе. Эти параметры особенно информативны в условиях, когда продуктивный пласт имеет большую толщину, а сложившееся за предшествующий период разработки пространственное распределение остаточных запасов фракций неравномерно по толщине и по площади пласта.

Перечень основных параметров физического и физико-химического контроля дан в табл. 6.7.

Дебит и приемистость скважин, а также пластовое и забойные давления определяют согласно инструкции по исследованию пластов и скважин.

Содержание в продукции компонентов - как углеводородных, так и неуглеводородных - определяется на основании газохроматографического анализа проб продукции. Конденсатогазовый фактор, молекулярную массу и плотность стабильного конденсата находят, применяя стандартные промысловые и лабораторные методики.

Основные физические и физико-химические параметры, используемые при контроле за разработкой опытных полигонов с воздействием на пласт

Параметры

Обозначение

Единица измерения

1. Дебиты добывающих скважин

Од

тыс. м3/сут

2. Приемистость нагнетательных скважин

Он

тыс. м3/сут

3. Индикаторы:

содержание в продукции компонентов (C;, N2)

% (молярная доля)

соотношение компонентов С12, С13, С14,

-

С15+, ёзо-С4/н-С4; С1-н-С42-изо-С4, С23, С24, С2/С5+, С34, С3/С5+, С4/С5+, cvn2

4. Доля тюменского газа в продукции

а

-

5. Конденсатогазовый фактор продукции

КГФ

г/м3

6. Молекулярная масса добываемого конденсата

И

г/моль

7. Плотность добываемого конденсата

Р

г/см3

8. Пластовое давление

Рпл

МПа

9. Коэффициент охвата пласта закачанным тюменским

Рохв

-

газом

Для определения доли тюменского газа в продукции добывающих скважин (а) и коэффициента охвата пласта закачанным тюменским газом (Рохв) специалистами ВНИИГАЗа и СеверНИПИгаза были разработаны описанные ниже расчетные методики.

Доля а в продукции скважины обратно извлекаемого тюменского газа может быть определена по динамике содержания в продукции компонентов, которых в тюменском газе намного больше (метан) или, напротив, намного меньше (этан, азот и др.), чем в пластовой смеси. При этом расчетная формула для определения а в первом случае имеет следующий вид:

= [(С,)пр0д - (С1)ПЛ]/[(С1)ТЮМ - (C.U,

где (С()прод, (С()тюм, (С()пл - содержание компонента (метана) соответственно в добываемой продукции, в закачиваемом газе, в пластовом газе.

Во втором случае расчетная формула имеет следующий вид:

«2 = [(С2)пл - 2)прод ]/[(С2)пл - 2)тюм],

или

«3 = [(N2)пл - (N2)прод]/[(^2)пл - (^2)тюм].

Поскольку компоненты, по динамике содержания которых рассчитывается доля тюменского газа в продукции, различаются значениями констант межфазного равновесия, т.е. растворимостью в пластовом ретроградном конденсате, точность определения будет выше для слаборастворимых компонентов, например для азота.

Для оценки коэффициента охвата пласта закачиваемым газом используют следующую информацию:

объем пор опытного участка или начальные запасы пластового газа в этом объеме, Опл.г;

объем сухого тюменского газа, закачанного в пласт на расчетный момент времени, От.г.заю

объем тюменского газа, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени, От.гизвл;

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым газом, рплг, и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, ртг;

коэффициенты сжимаемости пластового и тюменского газов при текущих термобарических условиях пласта 2плг и Ътг.

При этом делается допущение, что границы опытного участка непроницаемы и перетока флюидов через них не происходит.

Расчетная формула в этом случае имеет следующий вид:

Р    Рпл.г ^т.г (Q т.г.зак    С?т.г.доб)/^пл.г ^т.г Qпл.г,

где Qt.^qj = Qj.^доб • а; Qгaзa доб - объем газовой смеси, состоящей из пластового и тюменского газов, добытой с момента начала закачки последнего до расчетного момента времени; а - доля тюменского газа в этом объеме.

Продуктивные отложения Вуктыльского месторождения включают пять объектов, из которых основным является третий (III), представленный московским ярусом. На полигоне в районе УКПГ-8 воздействие сухим газом осуществляется именно на третий объект. Однако добыча остаточных запасов углеводородов ведется также из других объектов (серпуховские и прочие отложения). В этих условиях очень важно отслеживать динамику профилей приемистости в нагнетательных и притока в добывающих скважинах.

Таким образом, получаемые геофизическими методами характеристики работы скважины являются также важными параметрами контроля за воздействием на пласт.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОБЫЧИ РЕТРОГРАДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

Ниже излагается методика расчета добычи этана, пропана, бутанов, пентанов плюс высшие, составляющих ретроградную часть продукции скважин. Поскольку расчет производится с помощью компьютеров, алгоритм расчета представляет “пошаговую” последовательную систему счета, предложенную одним из авторов совместно с В.А. Николаевым и С.Г. Рассохиным.

[1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

Прод = nQcp (млн. м3), где n - количество дней в периоде; Qop - среднесуточный дебит газа за расчетный период.

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

VTI0M = а [1] (млн. м3),

где а - среднее значение доли тюменского газа за расчетный период (в долях единицы).

[3]    Определение объема пластового газа за расчетный период:

^пл = [1]-[2] (млн. м3).

( Расчетный период - число дней n между двумя соседними датами измерения параметров данной скважины.)

[4]-[9]    - Отбор ЖУВ с продукцией за расчетный период:

[4]    масса С2прод = 12,50-С2-[1] (тонны),

[5]    масса С3прод = 18,33-С3-[1] (тонны),

[6]    масса С4прод = 24,16-С4-[1] (тонны),

[7] масса С5+прод = 0,4157-С5+- Мс -[1] (тонны),

[8]    суммарная масса С2-4 прод = [4] + [5]    +    [6]    (тонны),

[9]    суммарная масса С2+ прод = [7] + [8]    (тонны),

где С2, С3, С4, С5+ - средний состав газа продукции за расчетный период, % (молярная доля); MC - средняя молекулярная масса С5+ за расчетный период, г/моль.

Молекулярная масса рассчитывается из промыслового КГФ по формуле

0, 02406*?с + • (100 - C5+ )

Мс_

5+


C5+

где 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м3; qC    - КГФ промысловый,

C5+

г/м3; С5+ - мольный % С5+ в газе продукции.

[10]—[13] - отбор ЖУВ с фоновым газом за расчетный период:

[10]    масса С2фон = 12,50- C^-[3] (тонны),

[11]    масса С3фон = 18,33- C3-[3] (тонны),

[12]    масса С4фон = 24,16- C4-[3] (тонны),

[13]    масса С5он = 0,4157- С^+ • Мё [3] (тонны),

где C2, C3, C4, C5+ - состав фонового газа, % (молярная доля); М^    - мо

лекулярная масса С5+ фонового газа, г/моль, равная

0,02406 • qC • (100 - C5+ )

MC = --—;

C5+    C5+

0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С, м3; qC - средний промысловый

C5+

КГФ от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа, г/м3.

( Состав фонового газа - это средний состав газа продукции от момента начала эксплуатации скважины до момента прорыва на ней тюменского газа.)

[14]—[17] - отбор ЖУВ с тюменским газом за расчетный период:

[14]    масса    С2тюм =    12,50-С2 -[2]    (тонны),

[15]    масса    С3тюм =    18,33-С3 -[2]    (тонны),

[16]    масса    С4тюм =    24,16- С"-[2]    (тонны),

[17]    масса    С5+тюм = 0,4157-С5'+ •    М^ • [2] (тонны),

где С2', С3 , С4', С5'+ - состав закачиваемого тюменского газа, % (молярная доля); MC - молекулярная масса С5+ тюменского газа.

5 +

О п р е д е л е н и е MC . Из известной плотности тюменского газа нахо-

C5+

дим молекулярную массу тюменского газа:

Мтюм = 0,02406-ртюм; ртюм - плотность тюменского газа, 682,6 г/м3; 0,02406 - объем 1 моль газа при t = 20 °С (м3); Мтюм = 0,02406 (м3/моль) х х 682,6 (г/м3) = 16,42 (г/моль).

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль:

mC = 0,063 г, отсюда М?    = 0,063/0,00037 = 170,27 г/моль.

[18]-[23]    - отбор    ЖУВ ретроградной части:

[18]    масса    С2ретр    =    [4]    -    [10]    -    [14]    (тонны),

[19]    масса    С3ретр    =    [5]    -    [11]    -    [15]    (тонны),

[20]    масса    С4ретр    =    [6]    -    [12]    -    [16]    (тонны),

[21]    масса С5+ретр = [7] - [13] - [17] (тонны),

ты............

С1

ё2

ё3

с4

С5+

N2

со2

Сумма

Состав, %

(молярная

доля).........

98,018

0,86

0,237

0,105

0,037

0,72

0,023

100,0

Моли........

0,9802

0,0086

0,0024

0,00105

0,00037

0,0072

0,0002

1,0

Молекуляр

ная масса,

г/моль......

16,04

30,07

44,09

58,12

Расчет

ная

МС

С5+

28,01

44,01

16,42

Масса, г

15,72

0,259

0,106

0,061

тС5+

0,202

0,009

16,42

[22]    масса С24ретр = [18] + [19] + [20] (тонны),

[23]    масса С2+ретр = [21] + [22] (тонны).

[24]    - [25] - средний КГФ:

[24]    газа продукции за расчетный период

[7]/[1] (г/м3),

[25] приходящийся на долю тюменского газа за расчетный период

[21]/[2] (г/м3).

[26]    - [28] - среднесуточная добыча:

[26] ретроградного конденсата за расчетный период [21]/n (т/сут), где n - количество дней в расчетном периоде; [27] промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период: [22]/n (т/сут); [28] конденсата и промежуточных углеводородов ретроградной части за расчетный период

[26] + [27] (т/сут).

[29] - [34] - общая накопленная добыча:

[29]    С5+ (из газа продукции):

[33]    С2+ (из газа продукции)

[29]    + [31](тонны),

[34]    С2+ из ретроградной части

[30]    + [32] (тонны).

[35]    - [38] - содержание углеводородов:

[35]    этана в газе продукции

[4]/[1]    (г/м3),

[36]    пропана в газе продукции

[5]/[1]    (г/м3),

[37]    бутанов в газе продукции

[6]/[1]    (г/м3),

[38]    промежуточных углеводородов в газе продукции

[35] + [36] + [37] (г/м3).

[39]    - накопленная добыча газа продукции

[40]    - [43] - содержание углеводородов:

[40]    ретроградного конденсата в накопленном газе продукции

[30]/[39] (г/м3),

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном газе продукции

[32]/[39] (г/м3),

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период

[21]/[1]    (г/м3),

[43]    промежуточных углеводородов ретроградной части в газе продукции за расчетный период

[22]/[1]    (г/м3).

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

При воздействии на газоконденсатный пласт внешними агентами существенно возрастает роль геофизических методов для контроля за процессами в пласте, и в первую очередь на месторождениях с большим этажом газоносности. К таким месторождениям относится Вуктыльское НГКМ, продуктивная толща которого в сводовых частях достигает 1,5 тыс. м.

Для контроля и управления процессом воздействия необходимо иметь надежную информацию о динамике профилей поглощения в нагнетательных скважинах и профилей дренирования по добывающему фонду. В задачи геофизического контроля входит также контроль за техническим состоянием стволов скважин, обводнением пластов, изменением термобарических условий в призабойных зонах.

Для решения этих задач на Вуктыльском НГКМ при тесном сотрудничестве с А.А. Захаровым, Н.В. Долгушиным, Е.М. Гурленовым и специалистами опытно-методической партии ООО “Вуктылгазгеофизика” в течение последних лет осуществлен целый ряд методических и опытно-конструкторских разработок, позволивших существенно увеличить информативность дистанционных глубинных исследований.

При геофизическом контроле за процессом воздействия на пласт на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений возникает ряд факторов, существенно затрудняющих исследование скважин стандартными методами газодинамического каротажа (ГДК). В частности, даже для наиболее доступных исследованиям интервалов, не перекрытых насосно-компрессорными трубами (НКТ), определение профиля притока подчас невозможно из-за недостаточной чувствительности механических расходомеров (РМГ) типа “Метан”, не имеющих до сих пор градуировочных стендов и соответственно градуировочных характеристик в трубах различного диаметра. Мало что дает и дублирующий метод определения интервалов притока флюида по отрицательным аномалиям на термограмме (ТМ) режима отбора: выход выпавшего в пласте конденсата в ствол скважины в виде мелкодисперсной капельной жидкости может полностью исказить указанные аномалии в силу положительного знака коэффициента Джоуля - Томсона для жидкостей. Очевидно также, что в этом случае показания термоанемометра (термокон-дуктивного расходомера РТ) вообще не представительны, так как зависят одновременно от изменений трех параметров температуры, скорости потока флюида и его влажности.

Еще хуже обстоит дело с исследованием продуктивных интервалов, перекрытых НКТ, так как по мере снижения пластового давления и соответственно дебитов скважин становится невозможным использование режима отбора только по затрубью (ЗТ) с целью избежать наложения температурных полей, характерного для отбора по НКТ (нисходящего в ЗТ и восходящего в НКТ). В то же время по мере истощения месторождения доля фонда скважин с продуктивными интервалами, перекрытыми НКТ, увеличивается, так как в процессе капитального ремонта, как правило, опускают НКТ на возможно большую глубину для улучшения условий выноса жидкости с забоя. Наконец, значительная часть фонда скважин на заключительной стадии разработки месторождений имеет продуктивные интервалы, что осложняет результативность стандартного “ГИС-контроля” на основном рабочем режиме отбора.

Для Вуктыльского НГКМ в настоящее время характерна еще одна проблема, связанная с контролем режима закачки сухого газа высокого давления (ГВД) в продуктивный пласт с целью повышения его углеводородоотдачи. При этом приходится контролировать такие параметры, как, например, профиль приемистости (оттока флюида из ствола скважины), используя РМГ типа “Метан” в непредусмотренном при его создании режиме обратного (нисходящего) потока. Особое значение при закачке ГВД приобретает определение интервалов поглощения (й”п), т.е. тех интервалов в продуктивной толще, по которым реально движется в околоскважинном пространстве закачиваемый в данную скважину газ. Очевидно, что достоверное выделение интервалов поглощения и контроль за их изменением во времени является важной составной частью комплекса наблюдений за распространением фронта вытеснения.

Перечисленные основные особенности скважин Вуктыльского НГКМ предопределили комплекс опытно-методических и промыслово-геофизических работ по совершенствованию методических основ “ГИС-контроля”, проведенных в 1990-1997 гг. совместно с коллективом ООО “Вуктылгазгео-физика”, специальной опытно-методической партией (СОМП) в его составе, СеверНИПИгазом и Вуктыльским ГПУ в содружестве с трестом “Центргаз-геофизика” и ГАНГ (ныне РГУНГ) им. И.М. Губкина.

При количественной оценке профилей нагнетания и притока газа сталкиваются с серьезной проблемой градуировки скважинных расходомеров. Даже задача градуировки скважинных геофизических приборов для измерения скорости потока сухого газа до сих пор не имеет сколько-нибудь удовлетворительного решения. Это обусловлено тем, что на результаты градуировки существенно влияет кольцевой зазор между прибором со стандартным диаметром 42 мм и стенками обсадных колонн, внутренний диаметр которых может колебаться от 148 до 62 мм, т.е. компрессор градуировочного стенда должен обеспечивать скорость газового потока до 10 м/с в трубе с внутренним диаметром до 148 мм при давлении 20-30 МПа. Очевидно, что мощность такого компрессора будет соизмерима с мощностью компрессоров магистральных газопроводов, поэтому, например, разработчики дебитометров “Метан-1” и “Метан-2” ограничились упрощенной методикой градуировки, когда весь поток проходит через прибор 0 42 мм, а его скорость контролируется поплавковым анемометром при давлении, незначительно превышающем атмосферное. Еще более сложной задачей является имитация газовых потоков с нормированными характеристиками влаго- и конденсатосодержа-ния, так как при этом давление в потоке должно быть близким к реальному давлению в исследуемых скважинах - в противном случае фазовые состояния воды и конденсата будут заведомо отличаться от реальных в действующей скважине, что приведет к недопустимым погрешностям при градуировке.

Оптимальным вариантом градуировки расходомеров для условий Вуктыльского НГКМ (pmax ? 6 МПа) являлось создание стенда с использованием в качестве источника газа магистрального газопровода, проходящего через Вуктыл. В этом случае снималась проблема отдельного мощного компрессора и предварительной осушки газа, так как тюменский газ в газопроводе имеет давление около 7,0 МПа и осушен до товарной кондиции. Немаловажным фактором является высвобождение обустроенных производственных площадей в подразделениях ВГПУ, обусловленное естественным снижением уровня добычи газа на Вуктыльском НГКМ, и наличие технологических установок, которые могут быть использованы для создания газовых потоков с нормированными характеристиками, например стенда для испытания струйных аппаратов, имеющего смеситель газа и жидкости.

Для испытания геофизических приборов была разработана и реализована конструкция стенда, показанная на рис. 6.12, имитирующая реальные обсадные и насосно-компрессорные трубы.

На стенде также можно имитировать газоводоконденсатный поток различных скоростей и концентраций. Стенд смонтирован на УКПГ-4 Вуктыльского ГПУ.

Рис. 6.12. Принципиальная схема стенда для испытания геофизических приборов на УКПГ-4 Вуктыльского НГКМ:

/ - подача газожидкостной смеси со стенда испытания струйных аппаратов; 2 - дополнительные линии диаметром 57 мм; 3 - имитатор обсадной колонны; 4 - площадка обслуживания сбросных предохранительных клапанов II ступени

По существующей схеме газожидкостная смесь подается на имитатор обсадной колонны (см. рис. 6.12, 3), внутри которого помещается геофизический прибор, регистрирующий параметры газожидкостной среды. Далее газожидкостная смесь поступает в замерную линию, существующую на УКПГ-

4, где регистрация параметров производится при помощи стандартных методов (регистрация давления, температуры, расхода газа и жидкости).

Стенд для испытания геофизических приборов, как видно из рис. 6.12, состоит из имитатора обсадной колонны и линий подвода и отвода газожидкостной смеси с точками регистрации температуры и давления потока. Сам имитатор обсадной колонны (рис. 6.13) состоит из двух тройников для подключения подводящей и отводящей линий, а также набора сменных труб с внутренним диаметром от 62 до 148,3 мм при наружном диаметре от 73 до

168,3 мм.

Набор труб данных диаметров позволяет проводить эксперименты для реально существующих лифтов.

Градуируемый прибор 0 42 мм и длиной не более 3 м располагается в имитаторе обсадной колонны (см. рис. 6.13) - сменной наклонной трубе с углом 10" по отношению к вертикали на стандартном геофизическом кабеле (0 6,3 мм), уплотненном в верхней части трубы неподвижным сальником. Направление потока газа - снизу вверх, прямолинейный участок от нижнего конца сменной трубы до нижнего торца прибора не менее 1,5 м. Между нижним фланцем и нижним коленом располагаются термокарман и манометр для регистрации температуры и давления.

Смеситель используемого стенда для испытания струйных    аппаратов

обеспечивает    ввод воды    и жидкого конденсата    в поток    товарного

(тюменского) газа, находящегося под давлением около 7,0 МПа, с целью создания стабильного (в течение не менее 10-15 мин) потока газожидкостной смеси с концентрацией:

воды в    виде пара    или мелкодисперсной    капельной    жидкости,

1-100 г/м3;

жидкого    конденсата в виде мелкодисперсной    капельной    жидкости,

0-50 г/м3.

В разработанном стенде предусмотрен контроль расхода сухого газа и контроль параметров газовой смеси двух ступеней:

количественная оценка заданной концентрации газовой смеси на выходе смесителя;

измерение фактической концентрации газовой смеси на сепараторе.

В качестве примера контрольной градуировки на смонтированном стенде УКПГ-4 приведем градуировку канала расходомера (РМГ) скважинного прибора АГДК-42-8ЛМ № 30. Результаты градуировки в имитаторе колонны с пакером расходомера представлены в табл. 6.8, в НКТ с внутренним диаметром 76 мм - в табл. 6.9.

График зависимостей частоты вращения турбинки от скорости потока газа представлен на рис. 6.14. Как видно из указанного рисунка, зависимость частоты вращения (f) от скорости потока (v) для собственно турбинки (левая кривая) значительно круче, чем та же зависимость для случая, когда поток газа проходит не только через турбинку, но и через кольцевой зазор (диаметром от 76 до 42 мм).

В сопоставимом интервале 2-3 м/с крутизна указанных кривых составляет соответственно S1 = 27 Гц-с/м и S2 = 12,5Гц-с/м, откуда коэффициенты турбинки (К = 1/S) будут равны: К1 = 0,37 м/с-Гц и К2 =

Рис. 6.14. Характеристика канала расходомера АГДК-42-8ЛМ < 30 (стенд УКПГ-4, сухой газ, р = 5+6 МПа, Т = 2+4 °С):

/ - прибор запакерован; 2 - прибор в трубе (d,H = 76 мм)


ТАБЛИЦА 6.8

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) в имитаторе обсадной колонны с пакером расходомера (стенд УКПГ-4) 15.12.95

Но

мер

за

мера

Канал

тер

мо

метра

(ТМ),

мкс

Канал

мано

метра

(БМ),

мкс

Канал

термо

анемо

метра

(ТК),

мкс

Камера расходомера (РМГ)

Вход

ное

давле

ние,

МПа

Вход

ная

тем

пера

тура,

K

Пока

зания

ДСС,

%

Дав

ление

сепа-

Ра

ции,

МПа

Тем

пера

тура

сепа-

Ра

ции,

K

Рас

ход

газа,

т. м3/

сут

Скорость потока в диаметре 38 мм*, м/с

мкс

Гц

1

92,5

145

92,4

336

38,1

6,45

274

2,0

1,06

262

13,5

1,76

2

92,5

143,9

92,5

474,5

62,3

6,44

273

4,0

1,07

254

19,5

2,53

3

92,5

143,6

92,5

524

71,0

6,44

273

6,0

1,07

250

24,07

3,11

4

92,5

143,5

92,5

400,4

49,5

6,44

273

3,0

1,07

249

17,06

2,21

5

92,5

143,5

92,6

192

13,2

6,44

273

0,8

1,06

249,5

8,56

1,12

6

92,5

143,5

92,5

246,5

22,7

6,44

273

1,0

1,06

250

9,78

1,25

7

92,5

143,5

92,4

275

27,6

6,44

274

1,2

1,06

251

10,69

1,38

•Диаметр 38 мм - проходной диаметр расходомера

в месте расположения турбинки.

Результаты градуировки АГДК-42-8ЛМ № 30 (турбинка низкодебитная) в трубе с внутренним диаметром d,H = 76 мм (стенд УКПГ-4) 14.12.95

Но

мер

Канал

тер-

Канал

мано

Канал

тер-

мо-

Камера расходомера (РМГ)

Вход

ное

Вход

ная

тем

Пока

зания

Дав

ление

сепа-

Тем

пера

тура

Рас

ход

Ско

рость

пото

замеР а

мо-

метра

(ТМ),

мкс

метра

(БМ),

мкс

ане-

мо-

метра

(ТК),

мкс

мкс

Гц

давле

ние,

МПа

пера

тура,

K

ДСС,

%

Ра

ции,

МПа

сепа-

Ра

ции,

K

газа, т. м3/

сут

ка в диаметре 38 мм*, м/с

1

93,2

143,5

93,2

164

8,3

6,22

274

9,5

1,09

267

29,54

0,99

2

92,9

140,0

92,9

238

21,3

6,06

273

25

1,19

266

48,69

1,68

3

92,7

141,4

92,7

278

28,2

6,26

273

45

1,19

265

65,45

2,18

4

92,6

141,3

92,5

342

39,3

6,10

273

80

1,14

262

88,6

3,04

5

92,5

139,4

92,6

415

52,0

5,83

273

31

1,17

248

113,4

4,09

6

92,6

136,2

92,6

510

68,6

5,47

273

43

1,21

248

135,4

5,14

* Замеры 1-4 1,0 кгс/см2.

проводились

ДСС

с пределом 0,25 кгс/см2; 5 и 6

- с пределом

= 0,08 м/с-Гц. Как видим, последняя величина К2 близка к среднему значению коэффициента низкодебитной турбинки расходомеров “Метан” (К = = 0,075), известному из литературы [17]. Таким образом, градуировка на стенде УКПГ-4 позволила впервые получить градуировочные зависимости канала расходомера из семейства характеристик, параметром которых является внутренний диаметр колонны, что позволило значительно точнее определить интервалы притока и нагнетания в скважинах Вуктыльского НКГМ.

Необходимость использования геофизических методов при разработке месторождения с воздействием на пласт с целью увеличения компо-нентоотдачи диктуется прежде всего следующими основными соображениями.

При закачке внешнего агента в нагнетательные скважины необходимо убедиться, что закачиваемый агент (для Вуктыльского НГКМ - сухой тюменский газ) действительно поступает в определенные продуктивные интервалы пласта, а не перетекает по заколонному пространству в другие горизонты, например из-за некачественного цементирования. Заметим, что аналогичная проблема возникает и при определении интервалов дренирования: газоконденсатная смесь может поступать в ствол скважины вначале по заколонному пространству и далее в колонну в районе интервалов перфорации или фильтра.

При контроле за пластовыми процессами при различных вариантах разработки месторождения важно иметь информацию о расположении и изменении во времени интервалов дренирования и поглощения. Проблема заключается в том, что на поздней стадии разработки месторождений выделение этих интервалов традиционными методами практически невозможно из-за неустойчивых режимов работы скважин и наличия зон газожидкостного барботажа.

Для решения проблемы была разработана специальная методика определения интервалов дренирования и поглощения, основанная на сопоставлении текущей геотермы, записанной в ближайшей наблюдательной скважине, с термограммой остановленной исследуемой скважины.

Рассмотрим выделение интервала дренирования для наиболее сложного случая малых депрессий и большого этажа газоносности, содержащего несколько интервалов притока.

На рис. 6.15 схематически показано распределение температуры в стволе скважины Тс и окружающих породах Тп на стационарном режиме отбора газа и температуры и в остановленной скважине Гост. Кроме трех интервалов притока h2-h4, совпадающих с интервалами дренирования, на этом рисунке показан интервал дренирования Н1, частью которого является интервал притока h1, причем температура Тп в интервале дренирования также близка к условной геотермической (Гусл = Г - Д^ом). После закрытия скважины температура в стволе постепенно выравнивается с температурой окружающих пород, однако сама эта температура Тп может существенно видоизменяться, стремясь к геотермической, за счет следующих факторов:

вне интервала дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с окружающими породами;

в интервале дренирования и притока - за счет кондуктивного теплообмена с кровлей и подошвой, а также за счет конвективного переноса тепла потоком флюида (из-за утечек в сальнике лубрикатора) с температурой Т =

= Тпл > Т\

В результате температура в остановленной скважине Гост отличается как от Тс, так от Гш имевших место на предшествовавшем стационарном режиме отбора. При этом температура вне интервалов притока и дренирования (точки А, С, Е, G на термограмме Гост) стремится к точкам А’, С', Е’, G на геотермограмме Г, а температура в интервалах притока и дренирования (точки B, D, F, J на Гост) стремится вначале к точкам B', D', F', J на условной геотермограмме Гусл, смещенной на - Л^ом от Г, а по прошествии определенного времени - к геотермической температуре на данной глубине.

Взаимное расположение реальных диаграмм Г, Тс и Гост зависит от целого ряда факторов: погрешности разновременных замеров температуры, погрешности определения текущей геотермограммы исследуемой скважины, времени выдержки на режиме закрытой скважины, величины утечки через сальник лубрикатора и т.п. Однако нетрудно показать (рис. 6.16), что изменение положения термограммы остановленной скважины Тост относительно ее текущей геотермограммы Г не приводит к сколько-нибудь значительным погрешностям в определении интервалов дренирования.

Предположим, что в силу каких-то причин геотермограмма Г определена со значительной погрешностью и ее расположение дано на рис. 6.16 линией Г'. Очевидно, что в этом случае ATmin и АГшах существенно изменятся (AT'min и ДГ'тах), однако толщина выявленного по термометрии отдающего пласта и его расположение в разрезе скважины изменяются весьма незначительно. Очевидно, что тот же результат получим и в случае ломаной термограммы Г, а также при смещении не геотермы Г, а самой термограммы.

Таким образом, можно утверждать, что для целей определения интервалов поглощения и дренирования правомерно корректировать положение и форму термограммы остановленной скважины относительно заданной фиксированной геотермограммы при обязательном условии сохранения экстремумов на преобразуемой термограмме. Более того, диаграмма Гост может

Рис. 6.15. Распределение температуры в скважине с) и окружающих породах п) на режиме отбора и температуры в остановленной скважине (Гост)

видоизменяться (корректироваться), но только при сохранении ее экстремумов (“рельефа”).

Например, для случая, показанного на рис. 6.15, оптимальной корректировкой будет, очевидно, совмещение точек B, D, F, J с точками B', D', F', J', а точек A, C, E, G - с точками A', C', E', G, т.е. воспроизведение гипотетической ситуации, когда охлажденные за счет дроссель-эффекта интервалы дренирования восстанавливают свою геотермическую температуру несоизмеримо медленнее, чем интервалы вне интервала дренирования.

Заметим, что в общем случае значение отрицательной температурной аномалии (-At) в окружающих скважину породах в интервале дренирования может изменяться от -Д?ном (сухой газ) до нулевых или даже положительных значений (при сильно обводненных пластах). Однако очевидно, что без заметного увеличения погрешности ЛНдр при корректировке Тост для скважин Вуктыльского НГКМ можно использовать единое номинальное значение -At для всех дренируемых пластов:

-AtH0M = 2 ном -АР,

где ^ ном - номинальное значение коэффициента Джоуля - Томсона (для ВНГКМ ^ ном ~ 4,0 °С/МПа); Ар = ^ст-^дин - депрессия, принимаемая равной для всех Ндр данной скважины.

Проиллюстрируем методику корректировки термограммы остановленной скважины по Д^ом на примере добывающей скв. 158 ВНГКМ (опытный участок УКПГ-8). Как видно из обзорного планшета на рис. 6.17, режим отбора по ЗТ явно не является стационарным, о чем свидетельствуют зоны отрицательного градиента на барограмме 5 и характер влагограммы 7. Вследствие этого не являются представительными ни расходограмма 1, ни термограмма

2, а единственным источником информации (хотя бы - об интервале дренирования) является термограмма остановленной скважины 3, снятая спустя

4 сут после ее остановки.

На рис. 6.18 представлен вспомогательный планшет по скв. 158, на который выведены термограммы 3 и текущая геотермограмма 1, представляю-

Рис. 6.17. Результаты промыслово-геофизических исследований

/ - РМГ-190495зт-р; 2 -ТМ-190495 зт-р; 3 - ТМ1-240495ст; 4 - БМ1-240495ст; 5 -

щая собой геотермограмму ближайшей неперфорированной наблюдательной скв. 254, приведенную к разрезу исследуемой скв. 158.

Рассмотрение планшета (см. рис. 6.18) показывает, что отрицательные экстремумы на термограмме 3: h2 = 2795,7 м; t2 = 51,65 °C и h3 = 2911,1 м; t3 = 54,86 °C - информативны, так как являются следствием охлаждения за счет дроссель-эффекта на предшествовавшем режиме отбора, ибо не имеют аналогов на тех же глубинах на термограмме 1. В то же время экстремум h6 = 3050 м; t = 57,76 °С - неинформативен, так как является аналогом экстремума на геотермограмме, обусловленного квазиадиабатическим падением температуры за счет отбора флюида из серпуховских отложений. Что же касается аномалии в виде скачка температуры 56,35-56,48 °С в интервале 2937,7-2938,5 м, то она также неинформативна, так как связана с уровнем воды на режиме остановленной скважины (см. рис. 6.17).

Корректировку термограммы 3 с остановленной скважины целесообразно провести в два этапа.

1-й этап - устранение неинформативной аномалии в интервале 2937,7

2938,5 м. Для этого в левой части рис. 6.18 рассчитывается и строится вспомогательная диаграмма 4, в данном случае имеющая нулевую абсциссу в интервале 2760-2937,7 м, абсциссу - 0,13 °С на глубине 2938,5 м и нулевую абсциссу на глубине 3093 м. Очевидно, что в результате алгебраического сложения абсцисс диаграмм 3 и 4 получим нулевую диаграмму 2, на которой не будет аномалии в интервале 2937,7-2938,5 м. Напомним, что после

скв. 158 Вуктыльского НГКМ (18 - 26.04.95, Q = 98 тыс. м3/сут):

БМ-190495зт-р; 6 - ВГД-240495ст; 7 - ВГД-190495 зт-р; 8-14 - Ш1 - Ш7-180495зт

графического построения диаграммы 4 на рис. 6.18 аналогичная диаграмма строится в системе “ГЕККОН” в опции “Построение диаграмм по точкам”, а затем складывается с диаграммой 3 в системе “ГЕОФИЗ” в опции “Калькулятор”.

2-й этап - корректировка положения термограммы 3 относительно геотермограммы 1. Для этого необходимо по барограммам планшета рис. 6.17 определить депрессию Ар и затем -At = -2-Ар. В данном случае барограмма

5 выше уровня воды непредставительна, поэтому    депрессию придется

определить по разности давлений под уровнем воды, которая в среднем составила Ар = 1,0 МПа (значение занижено из-за разных уровней воды в динамике и статике, однако для целей корректировки этим можно пренебречь).

Таким образом, в результате корректировки оба информативных экстремума должны отстоять от геотермы на Д^ом = —4,0-1,0 = -4 °С, а температура на отметках 2760 и 3093 м - совпадать с геотермической. Очевидно, что для выполнения подобной корректировки вспомогательная диаграмма 5 должна иметь абсциссы (опорные точки):

при h1 = 2760 м ^ +2,62 °С, h2 = 2795,7 м ^ -0,74 °С, h3 = 2911,1 м ^ -1,4 °С, h7 = 3093 м ^ +1,23 °С.

Сложение вспомогательной термограммы 5 с термограммой 2 даст искомую термограмму, скорректированную по -Д^ом относительно геотермограммы (ей присвоено стандартное имя ТМО495ст4с-кор, означающее термограмму, снятую 04.95 г. на режиме статики, спустя 4 сут после ее остановки -см. рис. 6.18).

Далее, используя стандартную методику, находим точки пересечения термограммы 2 с кривой, конгруентной геотермограмме 1, но отстоящей от нее на — 1 /2Аt = -2"С (на рис. 6.18 показаны только отрезки этой кривой), являющиеся кровлей и подошвой интервала дренирования Ндр (27822969 м).

Таким образом, даже для скважин, работающих на нестационарном режиме отбора, удается определить один из основных параметров - интервал дренирования. В частности, из планшета на рис. 6.18 следует, что в разрезе скв. 158 ВНГКМ дренируется подошва московских и большая часть башкирских отложений.

В качестве второго примера на рис. 6.19 представлен планшет по скв. 133, на котором показаны термограммы остановленной скважины по исследованиям 1992-1997 гг. Как видно из этого рисунка, термограммы занимают весьма различное положение относительно геотермограммы 4, однако после корректировки по - А^ом на отметках глубин 2808,6 и 2880,2 м по ним удается выделить интервалы дренирования, разброс которых по толщине не превосходит 8 %. Заметим, что в данном случае указанные отметки глубины для корректировки выбраны по совпадению верхнего и нижнего экстремумов на диаграмме 3 с интервалами притока 2807-2825 и 2880-2892 м, причем из планшета рис. 6.19 видно, что по скв. 133 стабильно дренируются московские отложения и кровля башкирских.

Выделение интервалов поглощения в нагнетательных скважинах с использованием описанной методики получается более однозначным, чем интервалов дренирования, поскольку вне интервалов нагнетания на термограмме остановленной скважины нет составляющих, обусловленных нагнетаемым

Рис. 6.18. Результаты корректировки термограммы по скв. 158 Вуктыльского НГКМ:

/ - ТЕРГ-94-25-158р;    2 - ТМО-495ст4-кор;    3 - ТМ-240495ст;    4    -    ТМ-495всп2,    5    -    ТМ-

495всп2

Рис. 6.19. Результаты корректировки термограммы по скв. 133 Вуктыльского НГКМ за 19921997 гг. относительно геотермограммы по величине ^ом:

/ - ТЕРГ-94-254-133-р; 2 - ТМО-392ст1с-кор; 3 - ТМ-220932ст; 4 - ТЕРГ-94-264-133-р; 5 - ТМО-594ст1с-кор; 6 - ТМ-270584ст-т; 7 - ТМ-181196ст-р;    8    -    ТЕРГ-34-254-133-р; 9 - ТМ-1196ст3с-

кор2; 10 - ТЕРГ-694-254-133-р; 11 - ТМ-231037ст-р; 12 - ТМ-1097ст-кор3с

потоком. В то же время вне интервалов притока в добывающих скважинах обязательно присутствует составляющая, обусловленная дроссель-эффектом в интервалах притока.

Разработанная методика выделения интервалов прошла многократную проверку в ходе опытных работ и широко используется как для контроля за разработкой Вуктыльского НГКМ, так и при специальных исследованиях нагнетательных и добывающих скважин в ходе воздействия на пласт сухим газом.

6.2.4

РЕЗУЛЬТАТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ НА ПОЛИГОНЕ В РАЙОНЕ УКПГ-8 ВУКТЫЫЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В соответствии с Регламентом при реализации проекта осуществляются регулярные измерения объемов нагнетаемого и добываемого газов и определяются компонентные составы нагнетаемого сухого газа и продукции эксплуатационных скважин. Регламент корректируется ежегодно с учетом результатов опытных и научно-исследовательских работ предыдущих лет. Промысловые исследования проводятся специалистами института “СеверНИПИгаз”. Кроме того, институтом осуществляется первичная обработка результатов исследований.

ДИНАМИКА СОСТАВА ПРОДУКЦИИ

Измерение компонентных составов продукции скважин опытного участка ведется методом газовой хроматографии. Достаточно высокая точность определения компонентного состава газоконденсатной смеси по данным хроматографических анализов обеспечила применение разработанных методов оценки доли тюменского газа в продукции эксплуатационных скважин и контроля над охватом пласта нагнетаемым агентом (см. раздел 6.2.3).

Применяемые методы позволяют выполнять исследования динамики содержания в продукции скважин алкановых углеводородов от метана, промежуточных компонентов до пентана и вышекипящих, а также СО2 и азота. Принимая во внимание невысокое содержание диоксида углерода как в нагнетаемом сухом газе, так и в пластовой газовой фазе (значения порядка сотых долей процента), было принято решение не анализировать изменения его содержания при закачке газа.

На рис. 6.20-6.27 представлены в качестве примеров результаты определения компонентного состава продукции двух эксплуатационных скважин опытного участка (скв. 129 и 133), начиная с октября 1993 г. Прорывы закачиваемого тюменского газа на этих скважинах произошли соответственно 12.11.93 и 20.03.95. На скв. 129, показавшей прорыв тюменского газа практически в самом начале процесса закачки газа, к середине 1998 г. доля тюменского газа в продукции достигла 88 %. Из анализа рис. 6.22 видно, что процессы развития прорыва к этой скважине к настоящему времени стабилизировались примерно с декабря 1994 г. Доля тюменского газа в продукции скв. 133 (см. рис. 6.26) к началу 1998 г. превысила 40 % при весьма значительных колебаниях анализируемой величины за предшествующий год, связанных с колебаниями состава добываемого газа. Дальнейшие наблюдения позволили скор-

Рис. 6.20. Динамика содержания метана (/), соотношений С15+ (2) и Cj/N2 (3) в добываемом

газе скв. 129

го

тг

1Г)

IT)

IT)

IT)

40

40

40

r-

r-

00

00

On

on

ON

ON

ON

ON

0\

ON

On

Os

ON

On

ON

On

On

Os

ON

On

н

ее

А

ч

н

S3

ft*

ч

H

99

a.

4

H

Cfi

О.

4

H

tt

Си

а

X

а

2

X

Е2

2

?

S

E

?

X

X

X

©

a

=

Б

о

os

я

5

о

OS

сч

я

О

OS

s

©

OS

A

s

©

OS

Л

Рис. 6.21. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 129:

12


/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - изо-бутан

ректировать характер поведения данной зависимости. Отметим, что к этой скважине тюменский газ на опытном участке прорвался в предпоследнюю очередь (позднее только к скв. 7).

Рис. 6.22. Динамика доли тюменского газа (/), содержания азота (2) и С5+ (3) в продукции

скв. 129

Рис. 6.23. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 129:

/ - С14; 2 - (С1- к-С4)/(С2- изо-С4); 3 - С13; 4 - С12

Масштаб графического представления параметров регулярно обновляемой компьютерной базы данных о ходе процесса закачки в пласт тюменского газа задавался в соответствии с реальной промысловой точностью определения содержания компонента в составе отбираемой из пласта смеси. Целью этого было сглаживание естественных колебаний определяемых величин.

Рис. 6.24. Динамика содержания метана (/), соотношений Cj/C5+ (2) и С4/\2 (3) в добываемом

газе скв. 133

Рис. 6.25. Динамика содержания промежуточных углеводородов в добываемом газе скв. 133:

/ - этан; 2 - пропан; 3 - н-бутан; 4 - изо-бутан

Оценка погрешностей применяемых методов на основе моделирования процесса прорыва нагнетаемого газа, а также погрешностей промысловых данных, используемых при расчете отбора ретроградных жидких углеводородов, анализировалась ВНИИГАЗом в 1997 г.

Экспериментальные и аналитические исследования ВНИИГАЗа, выполненные в предыдущие годы, определили возможность прогнозирования тем-

Рис. 6.26. Динамика доли тюменского газа, содержания С5+ и азота в продукции скв. 133:

/ - доля тюменского газа; 2 - азот; 3 - С5+

Рис. 6.27. Динамика соотношений компонентов в продукции скв. 133:

/ - С14; 2 - С13; 3 -1- н-С4)/(С2-шо-С4); 4 - С12

пов изменения молярных концентраций компонентов смеси, поступающей из эксплуатационных скважин, к которым прорвался тюменский газ. К началу 1997 г. прорыв закачиваемого агента был получен на всех десяти эксплуатационных скважинах опытного участка. Наиболее поздний прорыв отмечен на скв. 7 (в конце 1996 г.).

Вследствие того, что метан и азот характеризуются значительными константами фазовых равновесий в термобарических условиях пласта (>>1), после подхода фронта тюменского газа к эксплуатационной скважине содержание метана и азота в продукции определяется их содержанием в тюменском газе и долей в ней тюменского газа. Компоненты фракции С2+ характеризуются существенно меньшими, чем у метана и азота, константами фазовых равновесий. Поэтому после прорыва тюменского газа за его фронтом остается резерв компонентов С2-4 и С5+ в виде раствора в ретроградном конденсате. Растворенные компоненты в процессе дальнейшей закачки газа активно вовлекаются в испарение и извлекаются из пласта в составе газовой фазы. В первую очередь извлекается самый легкий компонент фракции - этан. Это хорошо видно из анализа динамики состава продукции скважин, к которым прорвался тюменский газ, в особенности скв. 129, показавшей снижение содержания этана от 10,3 % (молярная доля) в момент прорыва до 2,1 % в сентябре 1997 года (см. рис. 6.21). Для дальнейшего периода характерно постепенное понижение молярной концентрации в смеси пропана и остальных компонентов газоконденсатной смеси в порядке возрастания их молекулярных масс.

Как видно из рис. 6.21, продолжительное время после прорыва тюменского газа содержание указанных компонентов монотонно снижается, оставаясь на промышленном уровне. Это прослеживается и на зависимостях содержания С5+ в продукции эксплуатационных скважин (см. рис. 6.226.26).

Регламент на закачку сухого газа в пласт на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского НГКМ наряду с контролем широкого ряда параметров предусматривает определение следующих компонентных соотношений в продукции добывающих скважин:

Ct . С1. С1.    _С^. C2. С_.    Сз. ёзо-С4 . Ctн-С4

N2 ’ С2 ’ С4 ’    С5+ ’ С3 ’ С4 ’    С4н-С4 С2изо-С4    '

Определение указанных соотношений проводится с целью контроля их динамики в процессе закачки сухого газа, поскольку изменение этих величин характеризует наличие в добываемой смеси нагнетаемого агента. Ранее уже отмечалось, что чувствительность некоторых соотношений индивидуальных компонентов к изменениям компонентного состава газоконденсатной смеси существенно выше, чем чувствительность собственно значений молярных концентраций индивидуальных компонентов. Например, после прорыва тюменского газа содержание метана повышается, а молярная концентрация в продукции азота, наоборот, уменьшается, чем обеспечивается более резкое возрастание    компонентного    соотношения    Cj/N2 по сравнению    с    увеличением

и уменьшением концентраций метана и    азота соответственно    (см.    рис.    6.20

и 6.24).

Основные результаты определения компонентных соотношений в продукции двух скважин опытного участка от начала опытно-промышленного эксперимента в сентябре 1993 г. до конца 1997 г. приводятся на рис. 6.20, 6.23, 6.24, 6.27. Такие исследования регулярно проводятся для всех эксплуатационных скважин опытного участка. Графические зависимости свидетельствуют о том, что по состоянию на октябрь 1997 г. компонентные соотношения в продукции скв. 129 и 133 в разной степени обнаружили тенденцию к отклонению от значений, близких к фоновым, что объясняется, естественно, прорывом к этим скважинам закачиваемого магистрального тюменского газа.

Скважина 7 стабильно сохраняет близкие к фоновым значения компонентных соотношений, что свидетельствует об отсутствии в продукции этой скважины закачиваемого газа. Все остальные добывающие скважины участка в той или иной степени характеризуются наличием в составе продукции прорвавшегося тюменского газа.

Проводимый анализ динамики фактических значений компонентных соотношений в продукции добывающих скважин показывает, что в условиях натурного пласта, содержащего газоконденсатную смесь, изменения этих параметров определяются объемами сухого газа, прокачанного через пористую среду. Использование относительно большого количества контрольных параметров, таких как молярные концентрации индивидуальных компонентов и их соотношения, вполне оправданно.

Применяемый комплекс параметров обеспечивает надежный авторский надзор за реализацией проекта “Конденсат-2”.

ОЦЕНКА ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН

ОПЫТНОГО УЧАСТКА

Контроль состава продукции, добываемой на опытном участке, дает возможность оценивать объемы добычи жидких углеводородов из скважин опытного участка, включая ретроградную часть.

Результаты расчетов накопленной и среднесуточной добычи фракций С2+ и С5+ по отдельным скважинам, проведенных в соответствии с уточненным регламентом на закачку газа, приводятся в табл. 6.10 и на рис. 6.286.30. Рис. 6.31, а показывает распределение дебитов по скважинам опытного участка на 01.04.96 перед остановкой для проведения капитального ремонта скв. 131 и расположенной вблизи скв. 150. Рис. 6.31, б отражает дебиты добывающих скважин участка на 01.07.97. Если общая накопленная добыча жидких углеводородов С2+ по скважинам в общем пропорциональна дебитам

ТАБЛИЦА 6.10

Добыча жидких углеводородов на опытном участке в районе УКПГ-8 Вуктыльского ГКМ в период с 17.09.93 по 01.01.98, тыс. т

Номер скважины

С2-

-С4

С

5+

С

2+

всего

ретроградная часть

всего

ретроградная часть

всего

ретроградная часть

7

74,05

0

14,21

0

88,26

0

100

92,66

12,51

17,65

3,80

110,32

16,31

127

40,96

6,64

9,55

2,91

50,51

9,54

129

51,16

12,49

14,65

7,69

65,81

20,19

130

27,66

4,83

7,49

3,22

35,14

8,05

131

4,57

1,07

1,76

1,12

6,33

2,19

133

101,64

5,52

18,96

2,12

120,60

7,64

150

24,71

2,70

5,33

0,98

30,03

3,68

151

12,45

2,30

3,40

1,41

15,85

3,71

158

33,25

3,80

6,28

1,07

39,53

4,87

Сумма

463,11

51,86

99,27

24,32

562,38

76,18

Среднесуточная добыча, т/сут

К*    К*    Ki

окт 93 янв 94 апр 94 июл 94 окт 94 янв 95 апр 95 июл 95 окт 95 янв 96 апр 96 июл 96 окт 96 янв 97 апр 97 июл 97 окт 97 янв 98 апр 98

Среднесуточная добыча, т/сут

*¦¦>4

Оо    ю


Кч    К»

и о >л й>


Среднесуточная добыча, т/сут    Среднесуточная    добыча,    т/сут



Ki

ф    '-W    Os    N©    к»

"d

я


0,0

I ? ta М ЕВ У Г&

2^


_ ?а ft О I OV

S я -

rj w 2

я л и н • ^ о


СО g ?а Я

г

+ -s - • CD '§ О-в

tsj О Л ta -• О Vo"


очо


Я

и н

• о ^ л

Сп И

ОЬ fa

о

I OV

S м л

У рг о ¦© Я л и Н

• -в ^ О

Й

о'З

§

ow

tsj О Л ?а -• О Vo"

окт 93 янв 94 апр 94 июл 94 окт 94 янв 95 апр 95 июл 95 окт 95 янв 96 апр 96 июл 96 окт 96 янв 97 апр 97 июл 97 окт 97 янв 98 апр 98

Среднесуточная добыча, т/сут

«5    <4.    Os



Скв.7 100    127    129    130    131    133    150    151    158

Рис. 6.31. Распределение дебитов но скважинам опытного участка в районе УКПГ-8:

а - на 01.04.96; б - на 01.07.97

(рис. 6.32), то накопленная добыча жидких углеводородов из ретроградного конденсата (ее распределение дано на рис. 6.33) зависит одновременно как от времени работы скважины после прорыва тюменского газа, так и от ее дебита.

Скв.7 100    127    129    130    131    133    150    151    158


б


АНАЛИЗ СУММАРНЫХ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ И СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ ГАЗА

Большой практический интерес представляют обобщающие данные по опытному участку, включающие результаты контроля над составом как нагнетаемого газа, так и добываемой продукции.

На рис. 6.34 представлены данные по динамике содержания азота в нагнетаемом газе (по октябрь 1997 года). Этот параметр играет важную роль при определении момента прорыва тюменского газа к добывающей скважине и оценке доли последнего в составе продукции. Отмечаются естественные колебания концентрации, связанные с изменениями состава магистрального газа и погрешностями хроматографических анализов, не превышающими « 0,1 %. Среднее значение содержания азота, рассчитанное за весь период с начала опытно-промышленного эксперимента, составляет 0,77 %.

Рис. 6.35 иллюстрирует динамику объемов закачанного и отобранного

Рис. 6.34. Концентрация азота в нагнетаемом газе (среднее значение 0,77)

Рис. 6.35. Объемы добытого и закачанного газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

/ - накопленная добыча; 2 - объем закачанного газа; 3 - доля тюменского газа; 4 - добыча тюменского газа

Рис. 6.32. Распределение накопленной добычи углеводородов С2+ по скважинам на 0i.ii.98


Скв.7 100    127    129    130    131    133    150    151    158


газа, в том числе обратно извлеченного тюменского газа. На 1 января 1998 года в пласт закачано 1711,68 млн. м3. При этом суммарный отбор газа на опытном участке составил 2377 млн. м3, включая 829,5 млн. м3 (или 48,46 % от объема закачки) обратно извлеченного тюменского газа. Средняя по опытному участку доля в продукции прорвавшегося тюменского газа (рассчитанная как отношение объема добытого “тюменского” газа к общему накопленному объему добычи) к этому времени составила «34,9 %.

Представляет интерес графическая интерпретация таких показателей, как объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа (рис. 6.36). Видно, что каждый месяц в нагнетательные скважины закачивается около 37 млн. м3 тюменского газа и примерно 25 млн. м3 отбирается из добывающих скважин.

На рис. 6.37 представлена диаграмма добычи ретроградных углеводородов. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных С5+, верхняя - С24, а столбец в сумме показывает величину добычи С2+. Аналогично организованная диаграмма на рис. 6.38 характеризует накопленную добычу этана и высших углеводородов, включая ретроградную часть.

Представляют интерес также данные по динамике молекулярной массы добываемых жидких углеводородов и средневзвешенному по объему добычи составу продукции опытного участка (рис. 6.39, 6.40). Так, если доля легких углеводородов - этана, пропана, в меньшей степени бутанов постепенно сокращается, оставаясь тем не менее на промышленном уровне, то доля стабильного конденсата уже на протяжении более чем пяти лет процесса закачки практически не изменяется.

На рис. 6.41 представлены накопленные и ежеквартальные значения средневзвешенного по объему добычи конденсатогазового фактора продукции опытного участка. Накопленная величина КГФ вычислялась как отношение накопленной на определенную дату добычи стабильного конденсата к накопленному объему добычи газа (пластового и прорвавшегося тюменского). Ежеквартальное значение КГФ вычислялось методом отношения массы добытых за квартал углеводородов С5+ к объему квартальной же добычи газа на опытном участке. С начала процесса закачки тюменского газа наблюдается монотонное снижение накопленной величины КГФ от 47 до 42г/м3 к настоящему времени. Немонотонный характер кривой ежеквартальных КГФ объясняется неравномерной работой отдельных скважин. В частности, увеличение ежеквартальной величины КГФ по состоянию на июль 1996 г. связано с простоем скв. 131 и 150 с апреля 1996 г. На рис. 6.42 и 6.43 представлена динамика текущих и накопленных затрат закачиваемого тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов. Эти показатели представляют собой отношения объемов закачанного газа к массе добытых С2+ и С5+. При расчете текущих показателей принимаются во внимание объемы газа, закачанные за каждый квартал, и количество добытых в соответствующий период ретроградных компонентов. Накопленные затраты определяются отношениями суммарного объема закачанного к определенной дате сухого газа и общего количества добытых за время опытно-промышленного эксперимента жидких углеводородов. Если в самом начале прорыва тюменского газа к скважинам опытного участка текущие и накопленные затраты на добычу 1 т ретроградных С2+ представляли около 100 тыс. м3/т, то к настоящему времени с увеличением доли тюменского газа в продукции скважин они составляют соответственно 20,5 и 22,5 тыс. м3/т. Текущие и накопленные затраты газа на извлечение 1 т С5+ в начале процесса достигали около 440 тыс. м3/т, а к

Объем газа, млн.

Рис. 6.36. Объемы закачиваемого и добываемого за месяц тюменского газа. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - закачка т женского газа; 2 - доб ча т женского газа

bj    Ui    4^    On    о©

^ ^ ^ ^ ^

янв 94 апр 94 июл 94

окт 94

о

С\

?

-

» ч

янв 95

СВ

О

§ апр 95 июл 95

окт 95

t,. За я

INJ О

:

Р>й

fo 2

й?

¦к

янв 96

^ апр 96

а

июл 96

П

н

я окт 96

¦в

н«

§ янв 97

Гб

я

Щ апр 97

I

00

июл 97

окт 97 янв 98


"d

я


Э

s

=:

*<



Добыча Сг+, тыс.


Рис. 6.38. Накопленная добыча углеводородов. Опытный участок в районе УКПГ-8:

1 - С5+; 2 - С2-С4

Рис. 6.39. Средневзвешенные по объему добычи молекулярная масса и плотность стабильного

конденсата:

1 - молекулярная масса конденсата; 2 - плотность конденсата

Рис. 6.40. Динамика средневзвешенного по объему добычи состава добываемого газа:

1 - метан; 2 - этан; 3 - пропан; 4 - азот; 5 - бутаны; 6 - С5+

01.01.98 снизились до 49 и 70 тыс. м3/т соответственно. По состоянию на конец 1997 г. ежесуточно (рис. 6.44) на опытном участке добывалось из выпавшего конденсата около 60 т углеводородов С2+, из которых более 25 т приходится на фракцию С5+.

Рис. 6.42. Текущие затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение объема закачанного за квартал тюменского газа к массе извлеченных за этот период

ретроградных углеводородов)

Рис. 6.43. Накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных углеводородов (отношение суммарного объема закачанного тюменского газа к суммарной массе извлеченных ретроградных углеводородов).

Затраты на добычу: 1 - С5+, 2 - С3-4, 3 - С24, 4 - С2+

КОНТРОЛЬ ЗА ОХВАТОМ ПЛАСТА ТЮМЕНСКИМ ГАЗОМ

По состоянию на 01.01.98 на опытном участке добыто с начала эксперимента около 2,38 млрд. м3 газа, закачано в пласт более 1,71 млрд. м3 сухого тюменского газа. С середины 1995 г. на всех добывающих скважинах, кроме скв. 7, ведется отбор кроме пластового также ранее закачанного тюменского газа. Доля последнего в продукции участка в целом превышает 35 % (см. рис. 6.35).

Оценка коэффициента охвата пласта тюменским газом позволяет получить представление об эффективности вовлечения остаточных запасов углеводородов опытного участка в разработку с воздействием закачиваемым агентом.

Коэффициент охвата Кохв пласта закачанным тюменским газом наиболее легко рассчитывать балансовым методом, принимая допущения, что границы опытного участка непроницаемы и что коэффициенты сжимаемости закачанного и пластового газов одинаковы в условиях залежи.

Для расчета используются следующие параметры (см. раздел 6.2.3):

объем пор опытного участка или запасы пластового газа Уплг в этом объеме;

объем сухого тюменского газа V^..^, закачанного в пласт на расчетный момент времени;

объем тюменского газа V^^.j., извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени.

На 01.01.98 Кохв при V^ = 1562,65 млн. м3 составил

Кохв = ^3аК.т.г^швл.т.г)^пл.г= (1711,68 - 829,5)/1562,65 = 0,56, или 56 %.

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРОПАН-БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ

При корректировке регламента на закачку сухого газа и отбор продукции, проводившейся в 1997 г. ВНИИГАЗом, было отмечено, что необходимо продолжать систематическую оценку текущих и накопленных затрат тюменского газа на добычу ретроградных углеводородов, впредь выделяя наряду с затратами газа на добычу С2+, С24, С5+ затраты на добычу фракции С3 + С4.

Таким образом, перечень параметров, определяемых в ходе авторского надзора на полигоне в районе УКПГ-8, с 1997 г. дополнен следующими: добыча ретроградных углеводородов С3 + С4; удельные затраты тюменского газа на добычу 1 т С3 + С4.

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модернизи-

Рис. 6.45. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 129; б - на скв. 131; 1 - С3; 2 - С4

рованы программы расчета всех показателей контроля (как по отдельным скважинам, так и по участку в целом).

Из графиков рис. 6.45, 6.46 видно, что объем добычи промежуточных углеводородов в целом пропорционален как доле тюменского газа в продукции, так и дебитам скважин (см. рис. 6.38). Рис. 6.45, б (скв. 131) и 6.46, б

Рис. 6.46. Добыча пропан-бутановой фракции ретроградного конденсата:

а - на скв. 133; б - на скв. 150; 1 - С32 - C4l

К.    bjbj    '•«*>

^    V|    <^>    <-h

= апр 94

июл 94

апр 95

» окт 94 ¦о

янв 95

§ апр 96

о

§ июл 96

3

=

о

* окт 96

янв 97

апр 97

Я

Э июл 97

окт 97 янв 98


За

о

С\


я ?

*< ч

съ

о

июл 95

, "©

I о

NH 53

В о

¦О Я

§ в    окт 95

У *©

М о - я

NJ §

»    янв 96


бутаны


(скв. 150) имеют пологие участки, соответствующие времени остановок э тих скважин на период проведения ремонтных работ.

На рис. 6.47 показана динамика добычи пропан-бутановой фракции ретроградной части продукции по участку в целом. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных н-С4 + изо4, верхняя - С3, а столбец в сумме показывает величину добычи С3-4. Согласно этим данным, к 01.01.98 на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных пропана и бутанов.

Текущие и накопленные затраты закачиваемого газа на добычу ретроградных пропана и бутанов были представлены в виде дополнительно построенных графических зависимостей на рис. 6.42 и 6.43 (см. выше). На

01.01.98 они составили соответственно 37,3 и 41,68 тыс. м3 газа на 1 т.

Из приведенных графических и табличных материалов видно, что результатом воздействия на залежь в пределах опытного участка впервые в мире является крупная промышленная добыча ретроградного конденсата. С начала процесса закачки (17.09.93) к 01.01.98 г. на опытном участке добыто 562,38 тыс. т углеводородной фракции С2+, в том числе 76,18 тыс. т, или 13,55 %, составляет ретроградная жидкость. Из общего количества 562,38 тыс. т С2+ 474,12 тыс. т получено на тех скважинах, к которым прорвался тюменский газ. Доля ретроградной жидкости в добыче этих девяти скважин (см. табл. 5.10) достигала 16,06 %. В составе фракции С2+ стабильного конденсата (С5+) добыто 99,27 тыс. т, в том числе 24,32 тыс. т, или 24,50 %, - ретроградная часть. На девяти скважинах, продуцирующих смесью пластового и тюменского газа, добыча С5+ равна 85,06 тыс. т, а доля ретроградной жидкости - 28,59 %. В общем объеме добычи углеводородов С2+ и С5+ наряду с получением ретроградных углеводородов обеспечен прирост добычи и за счет поддержания пластового давления в пределах опытного участка и повышения устойчивости работы добывающих скважин.

В целом анализ результатов оперативного контроля за ходом процесса по данным текущих промысловых исследований скважин опытного участка по закачке сухого газа в пласт показал практически полное соответствие параметров, получаемых непосредственно на промысле, данным, полученным в ходе проведения лабораторных экспериментов и аналитических исследований.

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Опытно-промышленные работы по закачке сухого газа в пласт на опытном полигоне УКПГ-8 осуществляются с 1993 г. Для детального контроля за ходом процесса и оценки его эффективности, как указывалось ранее, была разработана и реализована специальная программа, предусматривавшая геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин.

Геофизические исследования включают в себя использование дистанционной глубинной аппаратуры АГДК с одновременной записью по каналам манометра, термометра, термоанемометра, влагомера, турбинного расходомера и многоканального шумомера.

Все геофизические работы выполняются в комплексе с газодинамическими и газоконденсатными исследованиями.

По результатам комплексных исследований контролируются: динамика профилей притока и дренирования в добывающих скважинах, профилей приемистости и поглощения в нагнетательных; динамика параметров призабойных зон скважин - коэффициентов фильтрационных сопротивлений и проводимости kh/^; динамика забойных и пластовых давлений; состояние ствола скважин, наличие уровней жидкости (вода, конденсат) и зон газожидкостного барботажа.

Всего с начала опытно-промышленного эксперимента на полигоне УКПГ-8 выполнено более 40 специальных комплексных исследований с применением геофизических методов, включая фоновые исследования перед началом закачки. Результаты исследований показали, что в нагнетательных скв. 269, 270, 273 границы интервалов поглощения всегда шире интервалов приемистости. Это свидетельствует о низком качестве вскрытия пласта и наличии хорошей вертикальной сообщаемости, что, по всей вероятности, связано с трещиноватостью. В процессе закачки в поведении интервалов поглощения явно просматривается тенденция уменьшения их толщины, что объясняется повышением давления в пласте и некоторым смещением в сторону больших глубин. Интервалы приемистости ведут себя несколько иначе. Их границы практически не меняются, но при этом постоянно происходит перераспределение профиля приемистости в зависимости от коллекторских свойств пород, текущей степени насыщения интервалов закачиваемым газом и соответственно пластового давления в них. Это определенным образом отражается и на фильтрационных характеристиках, но в меньшей степени, так как на их поведение более значительное влияние оказывает осушка фильтрационных каналов закачиваемым газом. Кроме того, в нагнетательной скв. 128 по данным материалам явно прослеживается связь ее приемистости с положением уровня воды, зависящего от давления закачки. При низких давлениях закачки динамический уровень перекрывает часть интервалов и в них начинает поступать вода, что приводит к резкому снижению их приемистости. Это явление носит периодический характер, что явно свидетельствует о практической реализации на скважине технологии водогазовой репрессии. В добывающих скважинах, по которым произошел прорыв закачиваемого газа, интервалы притоков и дренирования ведут себя несколько иначе. Например, в скв. 151, дренирующей только отложения московского яруса, в которые осуществляется закачка, прорыв закачиваемого газа привел к расширению границ интервалов дренирования и появлению дополнительных интервалов притока. В результате это способствовало снижению фильтрационных потерь в зоне дренирования.

На полигоне УКПГ-1 в 1993-1998 гг. выполнено 26 аналогичных исследований; результаты позволили с большей уверенностью подойти к выбору нагнетательных скважин и начать целенаправленный контроль за реализацией проекта “Конденсат-3”.

Разработанные и описанные в данной работе методики интерпретации дали возможность получить как представительные исходные данные для моделирования процесса воздействия на пласт при составлении проектных документов, так и оперативную информацию о распространении фронтов вытеснения, долях прорыва, изменении продуктивности скважин и т.д. Геофизические исследования позволили построить карты распределения профилей притоков и приемистости в скважинах опытных полигонов (рис. 6.48, 6.49), выявить интервалы прорывов закачиваемого в пласт газа, их изменение во времени. Их динамика в процессе воздействия в единой интерпретации с материалами исследований другими методами дает возможность в принципе управлять воздействием по площади и этажу газоносности полигона путем переноса фронта вытеснения, перераспределения объемов нагне-

Рис. 6.48. Схема распределения продуктивных отложений по скважинам на опытном полигоне в

районе УКПГ-8:

1 - контрольно-эксплуатационная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией, б -поглощающие (газоотдающие) отложения], 2 - нагнетательная скважина; 3 - возраст отложений: [а - нижная пермь (Р.а-Раз), б - верхний карбон (С^+С3о), в - московский ярус (С2ш), „ - башкирский ярус (C2b), д - серпуховско-веневские отложения (Cjsr+Cjvn)]; * - нет информации по газоотдающим интервалам, л - ликвидированные скважины, г - геофизические

скважины

тания по скважинам, изменения количества нагнетательных скважин или искусственным блокированием поглощающих интервалов (временным или постоянным) в нагнетательных скважинах, дальнейшая закачка в которые малоэффективна. На полигоне УКПГ-8, где нагнетание газа осуществляется в отложения московского яруса, по исследованиям реагирующих скважин установлено, что распространения фронта вытеснения по этажу газоносности не происходит и в данных отложениях наблюдается поддержание пластового давления. Это привело к задавливанию не охваченных воздействием интервалов в скважинах, дренирующих разновозрастные отложения с высокими долями прорыва (до 90 %) и соответственно к снижению их продуктивности. В результате может быть применен способ регулирования путем периодического перевода части нагнетательных скважин на режим отбора с целью выравнивания давления по этажу газоносности и повышения продуктивности реагирующих скважин. Кроме того, такая высокая доля прорыва явно указывает на то, что в интервалах, по которым произошел прорыв, пластовый газ в значительной степени замещен на закачиваемый. Перевод нагнетательных скважин на отбор будет способствовать развитию процесса обратного замещения закачанного газа на пластовый из низкопоровых коллекторов, что приведет к увеличению эффективности воздействия. Таким образом, систематические исследования скважин на опытных полигонах поз-

Рис. 6.49. Схема расположения скважин, отдающих и поглощающих интервалов на промышленном

полигоне “ Конденсат-3 ”:

1 - добывающая скважина; 2 - нагнетательная скважина [а - отложения, вскрытые перфорацией; б - поглощающие (газоотдающие) отложения];    3 - возраст отложений: [J - артинский

ярус (Р1а), б - сакмарский ярус (Pjs), в - ассельский ярус (Pjas), - гжельский и оренбургский ярус (С^+С3о), д - московский ярус (С2ш), А - башкирский ярус (C2b), Е - серпухов-ский ярус (Cjsr)]; 4 - скважины с осложненным стволом; 5 - граница полигона; * - нет информации по газоотдающим интервалам; скв. 109, 192, 252 - скважины эксплуатационного фонда УКПГ-2

воляют не только корректировать действующие математические модели процесса, но и принимать необходимые управляющие решения, повышающие эффективность воздействия на пласт.

6.3

НАГНЕТАНИЕ СУХОГО ГАЗА В ОБВОДНЯЮЩИЕСЯ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Залежи углеводородов всех типов: нефтяные, газовые, газоконденсатные - в большинстве случаев подстилаются и оконтуриваются подошвенной или законтурной водой. Разработка залежи на режиме истощения, сопровождаемая падением в ней давления, приводит к более или менее активному внедрению в продуктивный пласт подошвенной, а также законтурной воды.

Анализ обводнения нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным пластам, показал, что оно происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам, или “трубкам тока”. Динамика прорыва воды обусловлена распределением параметра Y = k/L2, где k - проницаемость; L — длина “трубки тока”. По мере проникновения воды в залежь запасы углеводородов в “матрице” оказываются разрезанными на отдельные блоки. Дальнейшая разработка этих запасов затрудняется или становится вообще невозможной из-за резко увеличившихся фильтрационных сопротивлений в зонах обводнения.

Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края на завершающей стадии показал, что ни на одном месторождении не было отмечено равномерного продвижения законтурных вод по всему периметру залежи. Вода внедрялась в основном избирательно, по наиболее проницаемым или наиболее интенсивно дренируемым пропласткам. Скорость перемещения газоводяного контакта в отдельных случаях достигала 2,53 м/сут. Масштабы обводнения иногда были очень велики: на Ленинградском месторождении, например, вода продвинулась до свода залежи второй пачки от северного к южному крылу складки и даже преодолела свод.

С проблемой обводнения залежи с середины 70-х годов сталкиваются при разработке крупнейшего в европейской части России Вуктыльского газоконденсатного месторождения. Поступление воды в количествах более 810 м3 на 1 млн. м3 добываемого газа приводит к затруднениям в работе скважин, а иногда эксплуатация скважины без перевода на газлифт становится невозможной. Продвижение законтурной воды в залежь, пластовое давление в которой снизилось до 4-5 МПа, происходит в основном на пологом восточном крыле структуры по наиболее проницаемым (закарстованным) интервалам толщиной до нескольких метров. Поскольку пласт-коллектор Вуктыльского месторождения имеет трещиновато-неоднородное строение, продвижение законтурных и подошвенных вод может приводить к блокированию отдельных низкопроницаемых зон, что чревато опасностью исключения содержащихся в этих зонах остаточных запасов газа и конденсата из дальнейшей разработки.

В то же время опыт реализации на участке в районе УКПГ-8 технологии закачки сухого газа при низком пластовом давлении (4-5 МПа) подтвердил, что предложенный автором с сотрудниками метод повышения газо-конденсатоотдачи позволяет не только увеличивать конечную газоконденса-тоотдачу пласта, но и тормозить дальнейшее продвижение законтурной воды и сохранять продуктивность эксплуатационных скважин. В период начала реализации технологии в районе УКПГ-8 (конец 1993 г.) водопроявления были несущественными. Расширение масштабов применения этой технологии на другие площади залежи потребует учета более активных водопрояв-лений и, возможно, особенностей воздействия на залежь в условиях частичного обводнения пласта. Так, в районе УКПГ-4 и УКПГ-5 законтурная вода более заметно продвигается в продуктивный пласт, часть запасов газа и конденсата здесь оказалась уже защемленной. Процесс обводнения залежи по мере снижения пластового давления может в ближайшие годы заметно осложнить разработку.

В связи с этим во ВНИИГАЗе были поставлены специальные исследования с целью создания основанного на закачке сухого газа метода повышения газоконденсатоотдачи частично обводненного пласта.

Рассмотренные ниже результаты физического моделирования позволяют рекомендовать закачку сухого газа в обводнившиеся зоны пласта как способ вовлечения в разработку остаточных запасов газа и конденсата.

Схема экспериментальной установки показана на рис. 6.50. Модель пласта включала две трубы длиной 2000 мм с внутренним диаметром 25,4 мм, одна из которых моделировала низкопроницаемый, вторая - высокопроницаемый пропластки. Предварительные этапы эксперимента включали раздель-

Рис. 6.50. Схема экспериментальной установки:

1 - входной узел; 2 -модель высокопроницаемого пропластка; 3 - сепаратор;    4 -


счетчик газовый; 5 -узел отбора продукции из высокопроницаемой модели (пробоотборники, слева направо: для продукции; буферной углеводородной жидкости; диэти-ленгликоля; диэтилен-гликоля    заправоч

ный); 6 - пресс измерительный; 7 - манометр образцовый на 6 МПа; 8 - узел отбора пробы газа на хроматограф; 9 - модель низкопроницаемого пропластка

ную подготовку моделей таким ооразом, чтооы в низкопроницаемом “пропластке” (“матрице”) создать двухфазную газоконденсатную систему, а в высокопроницаемом - двухфазную водоконденсатную систему. Тем самым моделируются условия истощенного до давления 4 МПа газоконденсатного пласта, в матрице которого заблокированы остаточные запасы газа и конденсата, причем высокопроницаемый пропласток после вытеснения газа внедрившейся водой содержит кроме воды остаточные запасы жидкого конденсата.

На основном этапе эксперимента моделировался процесс закачки сухого газа через нагнетательную скважину и отбора продукции через эксплуатационную скважину. Газ подавался одновременно в оба “пропластка”, соединенные на входе общей подводящей трубкой. Продукцию пропластков, однако, отбирали на выходе в раздельные сепараторы и на отдельные газовые счетчики, чтобы иметь информацию о поведении каждого из пропластков в течение эксперимента.

Низкопроницаемый “пропласток” во всех экспериментах был один и тот же. Высокопроницаемые “пропластки” в разных опытах отличались один от другого по проницаемости. Всего было осуществлено четыре эксперимента при давлении в модели пласта 4 МПа и температуре 20 °С.

Процессы фильтрации и взаимовытеснения флюидов на физических моделях пласта осуществляли с соблюдением принципов приближенного моделирования. Аналогично фильтрации взаиморастворимых жидкостей вытеснение газа газом включает следующие элементарные процессы:

фильтрационное движение вытесняемого (перед фронтом) и вытесняющего (за фронтом) газов с зоной смеси закономерно увеличивающегося размера;

истинное внутрипоровое течение;

действие капиллярных сил на границе раздела фильтрующихся газов и неподвижного выпавшего конденсата;

диффузия компонентов внутри жидкой фазы (конденсата), испарение компонентов в газовую фазу, диффузия испарившихся из жидкой фазы компонентов внутри газовой фазы.

Для подобного комплекса процессов, исходя из уравнений элементарных процессов и фигурирующих в них физических параметров, вывели систему условий подобия модели и натуры (см. раздел 3).

Кроме того, при моделировании требуется соблюдение равенства ряда безразмерных характеристик. Моделирование ограниченной по толщине части пласта-коллектора дает возможность опустить условие соблюдения параметра яр. Близость свойств модельных и натурных газоконденсатных смесей позволяет не включать в перечень рассчитываемых и параметр лр.

В экспериментах, осуществляемых не с целью конкретного проектирования, а при разработке метода воздействия на пласт, нет необходимости строго соблюдать условия подобия модели конкретной натурной залежи. Следует лишь обеспечить примерное соответствие требуемым количественным величинам основных, определяющих исследуемый процесс критериев подобия, включая перечисленные выше безразмерные характеристики. Таким образом, достаточно выполнить условия приближенного моделирования. Как показала практика реализации проекта “Конденсат-2” на Вуктыльском месторождении, такой подход вполне оправдан, поскольку полученные натурные характеристики процесса вытеснения пластового газа сухим достаточно точно соответствуют определенным ранее в лабораторных условиях.

В описываемых экспериментах основное внимание было уделено соблюдению условий опытов, при которых процессы фильтрации и взаимовытес-нения флюидов происходят в автомодельной области.

Поскольку ранее выполненные аналитические и экспериментальные исследования, а также результаты авторского надзора за процессом вытеснения пластовой смеси сухим неравновесным газом на Вуктыльском месторождении свидетельствуют о том, что в исследуемой области давлений (3

5 МПа) в сухой газ переходят в основном низкомолекулярные компоненты ретроградного конденсата, то в качестве модели пластовой углеводородной жидкой фазы в описываемых экспериментах использовали смесь С5Н12 + + C6Hi4 + С7НШ с молекулярной массой 86,2 г/моль. В качестве модели законтурной воды использовали слабоминерализованную воду, в качестве модели сухого газа - азот. Скорости фильтрации не превышали значений, при

ТАБЛИЦА 6.11 Характеристика пористых сред

Трубная модель с пористой средой

низко

высокопроницаемой к

Параметр

прони

цаемой

к

Опыт 1

Опыт 2

Опыт 3

Опыт 4

Проницаемость, 10-15 м2

35

3500

320

42

81

Пористость, %

23,7

27,6

25,2

23,8

24,0

Диаметр рабочий, мм

25,4

25,4

25,4

25,4

25,4

Длина рабочая, мм

2000

2000

2000

2000

2000

Объем пор, см3

240

280

255

241

243

Насыщенность начальная, %:

жидкой углеводородной фазой SK

55,0

48,0

0

33,0

13,0

водой S,

0

52,0

100,0

67,0

87,0

суммарно жидкостью

55,0

100,0

100,0

100,0

100,0

которых обеспечивался равновесный межфазный массообмен в пористой среде [49].

В табл. 6.11 приведены сведения о модели пласта, отдельно для низко-и высокопроницаемых пропластков (труб).

Основные результаты экспериментов приведены на рис. 6.51-6.56. На рис. 6.51 показана динамика конденсатогазового фактора (КГФ) газа, извлекаемого из каждого пропластка в ходе нагнетания в пласт сухого газа. На рис. 6.52-6.53 даются графики, демонстрирующие изменение насыщенности пропластков жидкой углеводородной фазой, водой, жидкостью в целом. Поскольку прорыв газа через обводненный пропласток происходит тем позднее, чем ниже его проницаемость, то начало графика доли газа из этого пропластка в общей продукции пласта соответственно смещается (см. рис. 6.54). Интересна зависимость водогазового фактора продукции пласта от объема закачки сухого газа (см. рис. 6.55): чем ниже проницаемость обводненного пропластка, тем позже начинается заметная фильтрация воды и поступление ее в добывающую скважину. По данным экспериментов построена обобщающая зависимость (см. рис. 6.56) от проницаемости высокопроницаемого пропластка объема V газа, прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток суммарно к моменту прорыва газа в первом. Графики показывают, что даже в том случае, если проницаемость высокопроницаемого пропластка превышает значение этого параметра у низкопроницаемого пропластка на два порядка, внедрившаяся вода создает значительное гидравлическое сопротивление и препятствует прорыву закачиваемого газа. Газ преодолевает

Рис. 6.51. Динамика конденсатогазового фактора газа, извлекаемого из низкопроницаемого (КГФ') и высокопроницаемого обводненного (КГФ") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа = 4 МПа, Т = 20 °С):


1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'


Рис. 6.52. График изменения конденсатонасы-щенности S'f низкопроницаемого (к' = 35х-х10-15 м2) и водонасыщенности S'" высокопроницаемого (к") пропластков в процессе нагнетания в пласт сухого газа = 4 МПа, Т = = 20 °С):

1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'


s ж,%

60 -1-1---1-I—-1-1-1-

0    0,5    1    1,5    2    2,5    3    3,5    4

Объем закачки, объем пор

Рис. 6.53. Динамика остаточной насыщенности обводненного пропластка водой и жидкой углеводородной фазой в процессе нагнетания в пласт сухого газа (р = 4 МПа, T = 20 °С, проницаемость

необводненной части 35-10-15 м2

Доля газа а", %

Рис. 6.54. Кривые изменения доли газа а" высокопроницаемого обводненного пропластка в продукции пласта при нагнетании сухого газа = 4 МПа, Т = 20 °С):


0    0,5    1    1,5    2    2,5    3    3,5    4

Объем закачки, объем пор


1 - kj"; 2 - k2; 3 - k4; 4 - кз


Рис. 6.55. Динамика водогазового фактора (ВГФ) продукции пласта, состоящего из низкопроницаемого (k = 3510-15 м2) и высокопроницаемого (k") пропластков при прокачке сухого газа =

= 4 МПа, Т = 20 °С):

1 - kj"; 2 - k2; 3 - k3'; 4 - кЦ

Г = 20 °С; S;


Рис. 6.56. Зависимость от проницаемости высокопроницаемого пропластка (k") объема газа, прошедшего через него и низкопроницаемый пропласток (k' = 3510-15м2) суммарно в допрорыв-ных объемах Vдопрор на момент прорыва газа через высокопроницаемый пропласток:

= 4 МПа, 0...48 % сопротивление обводнившейся области только после того, как через пласт профильтровалась 1,6 объема пор агента. При меньшей проницаемости коллектора в обводнившейся области прорыв газа через нее происходит еще позднее. Таким образом, факт частичного обводнения пласта при нагнетании сухого газа как бы теряет негативную окраску, поскольку появляется возможность закачать газ в низкопроницаемые блоки, заместить в них жирный пластовый газ на сухой, а также извлечь путем испарения часть содержащегося там ретроградного конденсата.

Полученные результаты позволяют предложить метод доразработки частично обводненной газоконденсатной залежи путем нагнетания сухого газа для извлечения остаточных запасов пластового газа и ретроградного конденсата из низкопроницаемых блоков (матрицы) продуктивного пласта.

Метод может быть рекомендован на поздней стадии разработки Вук-тыльского и других газоконденсатных месторождений, когда произошло или происходит частичное обводнение залежи подошвенными или законтурными водами. Это позволит существенно расширить масштабы воздействия на залежь и обеспечить получение дополнительных объемов добычи углеводородов.

6.4

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗООТДАЧИ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В ОБВОДНЯЮЩУЮСЯ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

6.4.1

ОБЩИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ

На завершающей стадии отбора запасов газа из газового месторождения наступает этап, когда в залежи остается в основном низконапорный газ (газ с давлением ниже 5 МПа). В случае внедрения в газовую залежь воды при отборе газа происходит, с одной стороны, частичное поддержание и замедление темпа падения давления, однако, с другой стороны, следствием внедрения воды является защемление части газа за фронтом последней. По оценке Н.Г. Степанова, до 75 % остаточных запасов газа в таких крупных месторождениях, как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, будет составлять защемленный газ в обводнившихся зонах пласта.

Для извлечения защемленного газа были предложены и в некоторых случаях применяются методы доразработки газовой залежи, основанные на совместном отборе газа и воды. При реализации этих методов необходимо осуществлять наряду с отбором газа отборы больших объемов попутной воды. Кроме того, необходимо найти приемлемое с экологической точки зрения техническое решение по утилизации попутно с газом добываемой воды, что нередко создает еще большие проблемы. В конечном счете отрицательные экономические показатели технологии доразработки остаточных запасов защемленного газа, как правило, заставляют отказаться от этой технологии.

Таким образом, принимая во внимание значительные объемы защемленного газа на газовых месторождениях, как потенциальные, так и уже сформировавшиеся (Медвежье месторождение и др.), следует декларировать существование важной научно-технологической проблемы извлечения запасов защемленного газа из недр обводняющихся газовых залежей.

Второй, также важной и сложной проблемой завершающей стадии разработки месторождений природного газа является повышение эффективности отбора из пласта остаточных запасов свободного газа в условиях резко понизившегося пластового давления - проблема отбора низконапорного газа.

Одним из крупнейших отечественных объектов добычи газообразных углеводородов, где проблема отбора низконапорного газа становится весьма актуальной, является месторождение Медвежье.

Именно для условий этого объекта одним из авторов с сотрудниками были проведены масштабные экспериментальные исследования. Типичные для пласта-коллектора месторождения проницаемости - от 300-10-15 до 600 х х 10-15 м2 (300-600 мД); встречаются и менее проницаемые разности пород, вплоть до глинистых, практически непроницаемых включений. Поэтому в качестве моделей пласта использовали образцы насыпных пористых сред с проницаемостью от 13-10-15 до 600-10-15 м2.

Эксперименты включали два этапа: предварительный - моделирование защемления части запасов газа при внедрении в залежь воды и основной -моделирование разработки обводнившегося пласта с нагнетанием внешнего газообразного агента (азота).

Механизм защемления газа водой в разрабатываемом на упруговодонапорном режиме пласте определяется закономерностями фазовых проницаемостей флюидов. Как известно, графический вид зависимостей газо- и водопроницаемости от насыщенности порового пространства вмещающей породы водой мало изменяется при переходе от несцементированного песка к другим видам пористых сред. Происходит лишь смещение кривых в направлении более высокой водонасыщенности у более плотных пористых сред (песчаников, хемогенных известняков). Поэтому особенности относительных фазовых газо- и водопроницаемостей и механизм защемления газа водой можно исследовать на примере пористой среды, представленной несцементированным песком (рис. 6.57). В качестве образцов пористой среды использовали насыпные модели.


Характеристики физических моделей пласта и некоторые данные экспериментов на этих моделях приведены в табл. 6.12 0 -начальное давление в модели пласта).

Процесс защемления газа водой в пористой среде исследова-

Рис. 6.67. Сопоставление кривых зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков, песчаников и известняков (доломитов): сплошные линии - несцементированные пески; пунктирные - известняки; штрих-пунктирные - песчаники

ТАБЛИЦА 6.12

Основные характеристики моделей пласта и выполнявшихся на них экспериментов

Номер

моде

ли

Проницаемость, 10-15 м2

Пористость, доли ед.

р0, МПа

Объем защемленного газа, % от объема пор

Темп падения давления, МПа/ч

Режим

1

13

0,23

3,3

0,1559

0

p=const

2

308

0,29

3,3

0,1549

0

p=const

3

545

0,29

5,1

0,1926

0,524

Ступенчатое поддержание давления

4

570

0,258

5,1

0,1958

0

p=const

5

521

0,28

5,1

0,2136

1,143

Частичное поддержание давления

6

490

0,275

5,1

0,2637

0,824

Истощение

7

392

0,275

5,5

0,1937

1,225

Частичное поддержание давления

ли для термобарических условий, близких к текущим условиям в пласте-коллекторе месторождения Медвежье. Средневзвешенное давление в газонасыщенной области пласта в настоящее время около 4,5 МПа, температура около 30 °С. Эти предварительные этапы экспериментов проводились при давлении в модели пласта от 3 до 5 МПа и комнатной температуре (около 20 °С).

В качестве примера на рис. 6.58 приведен график коэффициента извлечения газа при вытеснении его водой из модели пласта проницаемостью 308-10-15 м2. Как видно из рисунка, объем защемленного газа составил в этом случае приблизительно 15 % объема пор; после закачки воды в количестве приблизительно 84 % объема пор фильтрация газа прекратилась и из модели в дальнейшем поступала только вода.

Основные этапы экспериментов моделировали процесс разработки обводненного газового пласта с закачкой азота.

В экспериментах по изобарическому вытеснению защемленного метана азотом давление в модели сохранялось близким к начальному давлению р0. В экспериментах по истощению и частичному поддержанию давления путем закачки азота темп снижения давления составлял от 0,1 до 0,5 МПа/ч.

Результаты экспериментов целесообразно проанализировать, сравнивая,с одной стороны, динамику текущих показателей при эксплуатации моделей пласта с различными режимами воздействия, а с другой - сопоставляя показатели на конец эксплуатации.


Рис. 6.58. График коэффициента извлечения таза и воды при заводнении:

/ метан; 2 вода    Объем    прокачки,    %    от    объема    пор


Рис. 6.59. Кривые изменения содержания компонентов в отбираемом потоке при закачке азота:

a - k = 308-10-15 м2; 6 - k = 5211015 м2

На рис. 6.59 показано изменение содержания компонентов потока на выходе моделей пласта для двух экспериментов по вытеснению защемленного метана азотом. В эксперименте на модели проницаемостью 308-10-15 м2 в процессе вытеснения метана азотом поддерживалось приблизительно постоянное давление 3,3 МПа. В модели проницаемостью 521 -10-15 м2 после изобарического = 5 МПа) вытеснения метана азотом и снижения содержания в продукции метана до «5 % (молярная доля) дальнейший отбор продукции осуществляли на режиме истощения. Это привело к существенному увеличению содержания метана на последнем этапе отбора продукции. Динамика состава отбираемого газа в двух сравниваемых экспериментах показана на рис. 6.60. Если при изобарическом вытеснении содержание метана непрерывно снижается, к моменту закачки 80 % объема пор азота (и соответственно таком же объеме отобранной продукции) достигая уровня около 3 %, то при переходе на режим истощения на этапе эксплуатации, когда отбор продукции достиг также 80 % объема пор, в отличие от изобарического процесса начинается все более значительное возрастание доли метана. К моменту отбора 100 % объема пор содержание метана достигло трети всей продукции.

б


Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.60. Состав отбираемого газа при закачке азота:

a - k = 308-10-15 м2; б - к = 521-10-15 м2; / - азот; 2 - метан


а

0    20    40    60    80

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.61. График содержания метана в отбираемом газе:

= 1310-15 м2;    2 - k = 308-10-15 м2; 3 - k = 521-10-15 м2;    4 - k = 545-10-15 м2; 5 - k =

= 570-10-15 м2; 6 - k = 392-10-15 м2


Коэффициент извлечения, % Содержание метана, % (молярная доля)


Объем отбора, % от объема пор


Рис. 6.62. График коэффициента извлечения остаточного газа при закачке азота:

1-5 - см. рис. 6.61


Объем отбора, % от объема пор


полненных экспериментах по вытеснению метана азотом. Наиболее значительный рост доли метана при переходе к истощению отмечен в эксперименте на модели проницаемостью 392-10-15 м2 - до 45 % от продукции к моменту отбора 57 % объема пор пластовой смеси.

Сравнение коэффициентов извлечения защемленного метана при закачке азота приведено на рис. 6.62. Эти графики свидетельствуют о том, что основная часть защемленного газа извлекается ко времени, когда отобрано приблизительно 50-60 % объема пор продукции модели пласта. Дальнейшая эксплуатация целесообразна на режиме истощения (эксперименты на моделях с проницаемостью 521-10-15 и 545-10-15 м2).

Достаточно высокая физическая эффективность вытеснения защемленного газа азотом объясняется, очевидно, фрактальным характером процесса фильтрации газовой фазы. Закачиваемый в пласт газообразный флюид (азот) обладает вязкостью, почти на два порядка меньше вязкости воды. Поэтому при наличии градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид стремится прорваться по зонам, представляющим наименьшее фильтрационное сопротивление, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую, чем у воды, вязкость. Схема процесса вытеснения защемленного газа азотом приведена на рис. 6.63. По-видимому, “гидродинамическая неоднородность” пористой среды, содержащей как область с меньшей абсолютной проницаемостью и большей водонасыщенностью, так и область с большей проницаемостью и газонасы-щенностью защемленным газом, дает основание высказать предположение о том, что при закачке азота можно вторую область рассматривать как пористую среду с независимым динамическим поведением флюидов, со своими га-зо- и водонасыщенностью. Этой области на рис. 6.64 соответствует интервал

1, относящийся ко всему “пласту”, а интервал 2 характеризуется повышенной фазовой газопроницаемостью. Можно было ожидать, что чем ниже средняя абсолютная проницаемость пористой среды, т.е. больше градиенты давления при вытеснении нагнетаемым азотом водогазовой смеси, тем соответственно большим должен быть удельный расход азота на вытеснение защемленного газа. Однако эксперименты не дают основания говорить о заметной зависимости этого параметра от проницаемости породы (рис. 6.65).

Анализируя физическую эффективность закачки азота в обводненный газовый пласт, следует иметь в виду, что извлечение защемленного газа -лишь одна из целей этого метода воздействия на пласт. Кроме вытеснения защемленного углеводородного газа закачка азота позволяет вытеснить часть свободного газа из необводнившейся области пласта, а также благодаря поддержанию давления стабилизировать фонд добывающих скважин, замедляя их обводнение и сохраняя продуктивность. Это необходимо учитывать, оценивая удельный расход азота на добычу защемленного газа. Удельный рас-

Вода +

->

природный газ + азот

Рис. 6.63. Схема вытеснения азотом защемленного водой природного газа.

Микроцелики защемленного газа: а - в неподвижной зоне, б - в пределах “фильтрационного

канала”

ход азота к моменту отбора 100 % объема пор продукции составляет 610 м33 метана, если условно весь расход азота отнести на добычу только защемленного газа (см. рис. 6.65). При оценке эффективности закачки азота на натурном объекте воздействия следует количество закачанного азота “разнести”, рассчитав также эффект воздействия в форме вытесненного из пласта свободного газа и в форме дополнительной добычи газа за счет сохранения фонда скважин и их продуктивности.


Рис. 6.65. Удельный расход азота при добыче остаточного газа:

1-5 - см. рис. 6.61


Рис. 6.64. Зависимость фазовых проницаемостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков:

k„, k, - фазовые проницаемости для газа и воды; /, 2 - области насыщенностей и проницаемостей соответственно для пласта в целом и для “фильтрационного канала”


Таким образом, физические основы технологии нагнетания азота в пласт заключаются в создании более благоприятных, чем при доразработке на режиме истощения, гидродинамических и термобарических условий в залежи, обеспечивающих повышение газоотдачи благодаря вытеснению как защемленного, так и свободного низконапорного газа. Технико-технологическими результатами воздействия на обводняющуюся залежь азотом являются также замедление темпа дальнейшего обводнения скважин и продление периода активного функционирования газодобывающего предприятия.

По инициативе автора данной работы группой специалистов ВНИИГАЗа и “Надымгазпрома” подготовлены технико-экономические соображения применения описанной технологии на месторождении Медвежье. Техникоэкономическая оценка свидетельствует о целесообразности реализации технологии на этом объекте, что явится важным прецедентом расширения масштабов процессов воздействия на углеводородсодержащие пласты с целью повышения эффективности их разработки.

6.4.2

ВЛИЯНИЕ ЭФФЕКТА ВЫЩЕЛЕНИЯ РАСТВОРЕННОГО В ПЛАСТОВОЙ ВОДЕ ГАЗА НА ПРОЦЕСС ОБВОДНЕНИЯ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

По результатам гидрогеологических исследований [23, 43] подошвенные воды Медвежьего, Уренгойского и других месторождений являются газонасыщенными, причем давления насыщения воды газом практически равняются пластовым для данной глубины залегания водоносного слоя. О предельном насыщении пластовых вод газом вблизи газоводяного контакта свидетельствует интенсивный, устойчивый на протяжении ряда лет барботаж газа в колоннах законтурных пьезометрических скважин (например, скв. 6 и 15 месторождения Медвежье). Такой неоспоримый факт, как отсутствие на всем севере Тюменской области “пустых ловушек”, является косвенным доказательством того, что сеноманский водоносный комплекс предельно насыщен по всей толщине. При разработке газового месторождения происходит снижение давления в водоносной области, что приводит к выделению газа из воды. Так как относительный объем выделившегося в пластовых условиях газа незначителен по сравнению с объемом пор (до нескольких процентов), он остается неподвижным и не влияет на фазовую проницаемость породы при фильтрации через нее воды. Но этот выделившийся газ из-за больших объемов водоносного пласта под газовым пластом и в непосредственной близости от поверхности первоначального газоводяного контакта существенно влияет на объем воды, вытесняемой в газовую залежь.

Увеличение упругоемкости водоносного бассейна за счет выделения газа из воды можно учесть введением в уравнение фильтрации фиктивной переменной пористости, уменьшающейся с падением давления.

При прогнозировании внедрения воды в газовую залежь обычно учитывают только сжимаемости воды и породы. Механизмом фильтрации за счет разгазирования без каких-либо оценок обычно пренебрегают.

Расчеты показывают, что при газонасыщенных пластовых водах делать этого не следует, так как существенно занижаются объемы внедряющейся воды, особенно на завершающей стадии разработки. В табл. 6.13 приведены абсолютные объемы воды (в см3-103), вытесненные за счет различных факторов из 1 см3 пористой породы водоносного бассейна сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское и др.) при снижении давления в водоносной зоне, непосредственно прилегающей к поверхности первоначального газоводяного контакта. Из приведенных в табл. 6.13 данных об объемах пластовой воды, вытесняемой в газоносный пласт за счет различных физических факторов, видно, что основной вклад в эти объемы, особенно в зоне под поверхностью первоначального газоводяного контакта, вносит газ, выделенный из пластовой воды.

ТАБЛИЦА 6.13

Объем вытесненной воды в см3103 из 1 см3 пористой породы (коэффициент пористости 0,28)

При падении давления в данной точке водоносного пласта на величину, МПа

За счет выделения газа из пластовой воды

За счет сжимаемости пластовой воды

За счет сжимаемости породы

вблизи

поверх

ности

первона

чального

ГВК

в водоносном горизонте на глубине от ГВК

По теории упругого режима

300 м

500 м

2500 м

нелокаль

ной

локаль

ной

2

0,78

0,22

0,17

0,12

0,25

0,10

0,19

4

2,00

0,51

0,43

0,27

0,50

0,19

0,39

6

4,06

0,93

0,76

0,44

0,76

0,29

0,58

8

8,30

1,6

1,24

0,66

1,01

0,39

0,78

Нельзя не учитывать этого явления при прогнозировании обводнения сеноманской залежи на завершающем этапе разработки. Игнорирование эффекта разгазирования приводит к занижению темпов обводнения на завершающей стадии разработки и завышению коэффициента конечной газоотдачи. Если коэффициенты сжимаемости пластовой воды и породы остаются практически постоянными на протяжении всего периода разработки, то коэффициент сжимаемости за счет разгазирования существенно зависит от давления и изменяется пропорционально множителю (р0/р-1), где р0 - начальное давление пластовой воды в некоторой точке водоносного горизонта, р - текущее давление в той же точке. Поэтому эффект разгазирования слабо проявляет себя на начальной стадии разработки, когда текущее давление р близко к начальному р0 и приведет к интенсивному обводнению при малых значениях р по отношению к р0. По этой причине массивные сеноманские залежи, подстилаемые мощными газонасыщенными водоносными горизонтами, нельзя будет с целью повышения газоотдачи разрабатывать до пластового давления в несколько атмосфер, так как при этом резко снизится пластовое давление в водоносной зоне, и в результате обвального обводнения из-за разгазирования ни о каком увеличении газоотдачи не может быть и речи. Поэтому для достижения высокого коэффициента конечной газоотдачи эффективнее разрабатывать сеноманские залежи месторождений Севера Западной Сибири с поддержанием пластового давления в газовой залежи на некотором уровне, определяемом технико-экономическими расчетами. Это можно сделать либо резким сокращением отборов газа, что окажется малоэффективным, либо закачкой инертного газа в продуктивный пласт.

6.4.3

МОДЕЛЬ ФИЛЬТРАЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ, УЧИТЫВАЮЩАЯ ВЫЩЕЛЕНИЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА, ПРИ ЗНАЧЕНИЯХ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ, НЕ ДОСТИГАЮЩИХ ПОРОГА ПОДВИЖНОСТИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ

Такие месторождения, как Медвежье, Уренгойское и другие, представляют собой вытянутые антиклинальные складки с отношением осей, примерно равным 1:6. Для упрощения решения можно рассматривать поперечные сечения, ортогональные длинной оси, и задачу притока подошвенной воды сформулировать как профильную двухмерную плоскую с учетом силы тяжести.

Для оценки нижней границы объема внедренной воды задачу можно свести к одномерной, ограничив объем водоносной зоны объемом, расположенным непосредственно под площадью газоносности (рис. 6.66).

Как уже было сказано, при неподвижной газовой фазе может быть предложена модель фильтрации с переменной фиктивной пористостью, изменяющейся за счет выделения газа, остающегося в порах в месте выделения.

Объем газа V, выделившийся из единицы объема жидкости и приведенный к давлению р и температуре в той точке, где это произошло, определится по формуле

V=с[р 0+(H - Z)p-g-p] p ’

где р0 - начальное пластовое давление на поверхности первоначального газоводяного контакта; Н - толщина водоносного слоя; Z - вертикальная координата (см. рис. 6.66); р - плотность пластовой воды; g - ускорение свободного падения; р = р(г, t) - пластовое давление в точке с координатами Z и t;

^    Z(p, тплпл

с =    p ст;

ZCTT ст

Рис. 6.66. Схема внедрения воды в газонасыщенную зону пласта

а - аналог коэффициента растворимости Генри; Z - коэффицент сжимаемости; Т - абсолютная температура.

Индекс “пл” относится к пластовым условиям, “ст” - к стандартным.

Переменная пористость в этом случае ф = ф0(1 - V), где ф0 - начальная эффективная пористость.

Подставляя полученное значение переменной пористости в уравнение неразрывности и произведя необходимое дифференцирование, получаем нелинейное уравнение фильтрации несжимаемой жидкости при условии выделения из нее растворенного газа, оставшегося неподвижным:

(6.1)

д I K dp \ C[p0 + (H - Z)pg]<(>0 dp

Уравнение (6.1) решается при следующих краевых условиях:

1)    при t = 0, р = Р0 + (Н - Z)pg;

2)    при 2 = 0,    = 0 (на подошве водоносного пласта).

При Z = H, p = p(t) (на поверхности первоначального газоводяного контакта). Давление p(t) определяется падением давления в газовой залежи.

Разностный аналог уравнения (6.1) запишется в виде следующей неявной схемы с соответствующими краевыми условиями:

(6.2)

где h и х - шаги по координате и времени соответственно.

Схема абсолютно устойчива. Система (6.2) легко решается методом прогонки.

В программе к множителю при производной от давления по времени в уравнении (6.1) добавлено слагаемое [5 + ф0Рмг] = 1,745-10-10, учитывающее сжимаемость породы и минерализованной газированной воды.

Расчеты показывают, что пренебрежение этим слагаемым практически не изменяет конечные результаты общих объемов притока воды в залежь, так как основной вклад в этот процесс вносит разгазирование пластовой воды. По этой причине при проведении адаптации модели к реальным условиям можно считать, что весь объем фактически внедрившейся воды отфильт-ровался за счет механизма выделения газа при снижении давления в водоносной зоне.

Для принятой модели притока воды в залежь необходимо знать значение коэффициента проницаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию.

По исследованию на кернах для коллекторов сеноманских отложений проницаемость в вертикальном направлении примерно вдвое меньше проницаемости по напластованию. Но брать для расчетов значение средней вертикальной проницаемости, равное половине средней по месторождению, было бы ошибкой.

На самом деле процесс фильтрации в вертикальном направлении в водонасыщенном массиве под месторождением происходит по более сложной схеме.

Водонасыщенный пласт представляет собой частое чередование проницаемых и непроницаемых пропластков с самыми разными толщинами и протяженностями по напластованию, поэтому поднимающаяся из глубины к поверхности первоначального газоводяного контакта вода обходит непроницаемые прослои, так что отдельные частицы воды движутся по сложным траекториям и общая длина пути, проходимая каждой частицей до ГВК, во много раз превышает расстояние от ГВК до той точки, из которой она начала движение. Такое удлинение пути при адаптации модели можно компенсировать уменьшением толщины водоносного слоя и снижением среднего значения коэффициента проницаемости в вертикальном направлении.

Из-за малых линейных скоростей фильтрации воды (3—5)-10-7 м/с потери на трение оказываются исчезающе малыми, и, следовательно, общие объемы внедрившейся воды должны незначительно зависеть от коэффициента проницаемости и при прочих равных условиях (давлениях на поверхности первоначального ГВК, объема растворенного в воде газа и др.) в основном определяться толщиной водоносного слоя. Последнее обстоятельство облегчает достоверность прогнозного моделирования, так как представления о толщине водоносного горизонта бывают более обоснованными, чем о средней проницаемости в вертикальном направлении при чередовании хорошо и плохо проницаемых пропластков.

6.4.4

МОДЕЛИРОВАНИЕ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ СЕНОМАНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Продуктивные пласты и водоносные горизонты сеноманских отложений представляют собой массивы проницаемых песчаников и алевролитов, внутри которых примерно в горизонтальном направлении размещаются прерывистые непроницаемые прослои. При фильтрации подошвенной воды из глубины водоносного горизонта в газонасыщенную часть пласта вода обходит непроницаемые включения и, если размеры непроницаемых пропластков вдоль напластования велики (десятки и сотни метров), то при обходе их создается значительное дополнительное сопротивление. Учесть это дополнительное сопротивление можно введением псевдопроницаемости в вертикальном направлении, значительно меньшей, чем реальная проницаемость в этом направлении для проницаемых песчаников и алевролитов.

Получить представление об этой псевдопроницаемости можно путем построения некоторой модели неоднородности коллектора, которая бы отражала самые существенные ее характеристики.

Далее описывается построение одного из вариантов такой модели. Неоднородность моделируется системой чередующихся непроницаемых слоев (на рис. 6.67 они показаны штриховкой), причем один непроницаемый слой представляет собой сплошную пластину с круговыми отверстиями, а другой - состоит из отдельных непроницаемых дисков. Незаштрихованные объемы между слоями заполнены проницаемыми породами.

Чередуясь в зеркальном отображении, эти пары непроницаемых слоев с проницаемыми между ними породами образуют весь массив коллектора.

При принятой модели неоднородности можно получить следующую формулу для отношения потерь давления при наличии непроницаемых участков к потерям давления при их отсутствии:

Непроницаемые I диски

Пластины с круговыми отверстиями

Рис. 6.67. Модель неоднородного пласта-коллектора

в(Л ~ X)F1 2я*гХ(1 - X)h2

X +    • ln[(1 + ,Д^)/Л,

2якгУ(1 - y)h,    .    J


где ^ - песчанистость пласта; % - доля “литологических окон” на геологическом срезе; kв и кг - проницаемость пласта по керну в вертикальном и горизонтальном направлениях соответственно; Fl - средняя площадь проницаемых участков; h2 - средняя толщина этих участков.

Сделаем оценку коэффициента ^ - увеличения потерь на трение при фильтрации в вертикальном направлении для коллекторов сеноманских отложений (месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское).

Этот же коэффициент ^ показывает, во сколько раз необходимо уменьшить вертикальную проницаемость, чтобы получить то же сопротивление при фильтрации для масштабов одномерной вертикальной фильтрации, превосходящих масштаб средней площади проницаемых участков Fl и ее средней толщины h2.

Для расчета приняты следующие исходные данные:

^ = 0,7; х = 0,45; k,/^ = 0,5; F, = 3102 м2; h2 = 6,6 м.

Площадь Fj и толщина h2 приняты по исследованиям С.Е. Ершова [8].

Для принятых данных ^ » 171.

Если положить kв/kг = 0,77, то значение ^ « 260.

Следовательно, если средняя проницаемость в горизонтальном направлении для сеноманских коллекторов равна 0,6-10-12 м2 (600 мД), то при kв/kг = 0,5 вертикальная проницаемость равна 0,3-10-12 м2 (300 мД), а “псевдопроницаемость” в том же направлении (300/171)-10-15 м2 = 1,75х х10-15 м2 (1,75 мД), для kв/kг = 0,77 вертикальная “псевдопроницаемость” будет равна 1,78т0-15 м2 (1,78 мД).

Так как в обводненной части пласта остаточная газонасыщенность изменяется от 0,25 до 0,40, то при расчетах фильтрации как воды, так и закачиваемого азота в последующем использовались фазовые проницаемости, на значения которых умножались полученные абсолютные псевдопроницаемости.

6.4.5

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ОБВОДНЕНИЯ СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДЕЛИ, УЧИТЫ1ВАЮЩЕЙ ВЫЩЕЛЕНИЕ ИЗ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА

Используя описанную выше модель фильтрации подошвенных вод в газовую залежь, учитывающую выделение растворенного газа, и оценку псевдопроницаемости в вертикальном направлении, полученную в предыдущем разделе, можно предложить следующую схему прогнозирования обводнения сеноманской залежи.

1. С использованием выведенного нелинейного уравнения, описывающего фильтрацию воды с выделяющимся из нее газом, в которое введено значение вертикальной псевдопроницаемости, для характеристик конкретного месторождения рассчитывается таблица суммарных объемов пластовой воды (в м3), профильтровавшейся через один квадратный метр поверхности первоначального газоводяного контакта в зависимости от изменения пластового давления на контакте. Таблица рассчитывается для давлений на контакте в диапазоне от начального до давления в момент завершения разработки.

2. Используя данные рассчитанной таблицы, прогнозные значения изменения пластового давления и площади отдельных участков поверхности первоначального газоводяного контакта, нетрудно определить общие объемы пластовой воды, внедрившейся в залежь. Многочисленные расчеты по модели показали, что объемы внедряющейся воды в основном зависят от пластового давления на первоначальном газоводяном контакте и весьма незначительно от темпа изменения этого давления (в тех диапазонах темпа, которые существуют в реально разрабатываемых месторождениях).

Далее был сделан прогноз внедрения подошвенной воды в продуктивную залежь месторождения Медвежье на 01.01.95.

Дата, на которую проведена оценка, объясняется наличием в “Проекте разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненном институтом ТюменНИИгипрогаз, карты изобар и подъема ГВК на 01.01.95. На карту изобар были нанесены линии равного подъема ГВК. Это позволило в любой точке первоначальной поверхности ГВК найти давление на дату составления обеих карт путем сложения пластового давления по карте изобар и давления столба воды поднявшегося ГВК.

Номер УКПГ

На 01.01.95

На 01.01.96

Прогноз на конец 2010 г.

Данные Тю-менНИИ-гипрогаза

Расчет по методике настоящей работы

По данным НТЦ ООО “Надымгаз-пром”

ТюменНИИ-

гипрогаз

Расчет по методике настоящей работы

2

375

496

397

749

1016

3

555

268

310

853

370

1

450

370

404

1233

1047

4

655

367

495

1323

965

5

185

507

233

486

1220

6

340

240

208

643

701

7

170

288

166

428

758

Итого

2730

2479

2213

5715

6077

Зону каждого УКПГ разделили на несколько подзон, в каждой из которых без больших погрешностей можно было использовать среднее давление на поверхности первоначального ГВК. По среднему давлению для каждой подзоны находили объем профильтровавшейся пластовой воды в м32, который умножали на площадь соответствующей подзоны. Эту операцию проводили по каждой подзоне и затем все результаты суммировали, давая общий приток по УКПГ.Общий объем внедрившейся воды по зонам УКПГ 1-7 оказался на 20 % меньше, чем объем, определенный на ту же дату (01.01.95) в указанном выше “Проекте...”.

Учитывая ту минимальную фактическую информацию о строении и физических свойствах водоносного горизонта, которая была использована для оценки вертикальной псевдопроницаемости, решено было провести адаптацию модели по данным фактического обводнения месторождения.

Такая адаптация была осуществлена по данным "Проекта...” ТюменНИИ-гипрогаза на 01.01.95. Результаты расчетов по адаптированной модели приведены в табл. 6.14. Оказалось, что лучшее совпадение расчетных и фактических данных дает значение вертикальной псевдопроницаемости, равное 3,5-10-15 м2. Для этого значения построен график суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м2 поверхности первоначального ГВК в зависимости от пластового давления (рис. 6.68). График использовался при расчете данных табл. 6.14.

Следует отметить, что так называемые “фактические” данные об объемах внедрившейся воды приводятся авторами “Проекта...” без оценки погрешности, с которой они определены и которая может быть весьма значительной при построении карт подъема ГВК, так как прямые измерения

0-1-1-1-1-1-

7    6    5    4    3    2    1


Рис. 6.68. Зависимость суммарного объема пластовой воды, профильтровавшейся через 1 м2 поверхности первоначального ГВК месторождения Медвежье, от пластового давления на этой поверхности (толщина водоносного слоя 1500 м)

Объемы внедрившейся подошвенной воды по укрупненным зонам из нескольких соседних зон УКПГ месторождения Медвежье

Номер УКПГ

На 01.01.95

На 01.01.96

Прогноз на конец 2010 г.

Данные Тю-менНИИ-гипрогаза

Расчет по методике настоящей работы

По данным НТЦ ООО “Надымгазпром”

ТюменНИИ-

гипрогаз

Расчет по методике настоящей работы

2+3

930

767

707

1602

1386

1+4 + 5

1290

1244

1132

3042

3232

6 + 7

510

528

374

1071

1459

Итого 2

2730

2539

2213

5715

6077

справедливы только для меньшей части площади месторождения, а приток подошвенных вод зависит от падения давления по всей площади и от размеров этой площади.

В справедливости этого замечания можно убедиться, сопоставив данные

об объемах внедрившейся воды на более позднюю дату (01.01.96), представленные НТЦ ООО “Надымгазпром” и приведенные также в табл. 6.14. Эти объемы значительно меньше проектных.

Чтобы не завышать прогнозных объемов на конец 2010 г., для адаптации примененной модели была принята псевдопроницаемость, которая дает общие объемы притока пластовых вод на 01.01.95 меньше приведенных в проекте (см. табл. 6.14).

Несовпадение объемов притока в зоны отдельных УКПГ по данным проекта, НТЦ и настоящей работы объясняется двумя причинами:

1)    границы зон УКПГ выделяются условно и не согласованы между авторами отдельных работ;

2)    существуют перетоки внедряющихся вод между соседними зонами.

Различия в объемах становятся относительно меньшими, если их суммировать по нескольким соседним зонам УКПГ (табл. 6.15). При этом ликвидируются несоответствия за счет неопределенности границ и частично -за счет перетоков.

Прогноз на конец 2010 г. показывает, что к этому времени общий объем внедрившейся воды по семи первым УКПГ составит 6077 млн. м3, что в 2,45 раза больше объема на 01.01.95 г. (по данным “Проекта...” - внедрится 5715 млн. м3).

К этому времени УКПГ-6 и УКПГ-7 полностью обводнятся. При этом пластовое давление на кровле зоны УКПГ-6 будет равно 0,94 МПа, зоны УКПГ-7 - 1,4 МПа, в зонах остальных УКПГ давление около 2 МПа и более.

На конец 2010 г. в семи первых УКПГ при остаточной газонасыщеннос-ти 0,25 обводненная зона займет около 83 % первоначального газонасыщенного объема.

Используя график (см. рис. 6.68), нетрудно оценить, что УКПГ-1, 2,

3, 4 и 5 не удастся эксплуатировать даже до 1 МПа пластового давления, так как при этом давлении прогнозируемый объем внедрившейся воды оказывается больше оставшегося необводненного газонасыщенного объема.

Расчеты по предлагаемой методике показывают, что используемая в настоящее время для прогнозирования обводнения линейная интерполяция су

ществующих темпов обводнения дает заниженные результаты, так как темпы обводнения при давлениях ниже 3 МПа существенно возрастут. По этой причине, в частности, для первых семи УКПГ месторождения Медвежье произойдет полное заводнение газонасыщенного объема при давлении, несколько большем 1 МПа, если принять остаточную газонасыщенность равной 0,25.

6.4.6

ОСНОВНЫ1Е ПРОЕКТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ

По “Проекту разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации”, выполненному институтом Тюмен-НИИгипрогаз в 1995 г., разработка месторождения завершится в 2010 г. при промышленном коэффициенте газоотдачи 90,2 %.

В обводненном объеме при коэффициенте остаточной газонасыщенности (принятом равным 0,25) останется 38 % газа в свободном объеме, или 60 % остаточных запасов пластового газа.

Остаточный свободный газ предлагается использовать для производства метанола, обрабатывая метан перегретым паром при высоких давлении и температуре.

При ежегодной добыче 4-5 млрд. м3 остаточного газа можно будет получать 600-700 тыс. т метанола.

В табл. 6.16 приводятся некоторые технологические показатели по УКПГ и месторождению в целом.

Принята следующая годовая добыча газа по месторождению на завершающей стадии по проекту:

2010 г..............................7,6 млрд. м3

На 01.01.95 в продуктивные отложения внедрилось 3412 млн. м3 воды, что составляет 29,7 % начального порового объема (с учетом остаточной газонасыщенности, равной 0,25), в том числе:

в южную часть (УКПГ-2, 3, 1, 4) - 2035 млн. м3 (51 %);

в центральную часть (УКПГ-5, 6, 7, 8, 8а) - 937,4 млн. м3 (28 %);

в Ныдинскую площадь (УКПГ-9) - 440 млн. м3 (22 %).

Из месторождения отобрано 68,9 % от начальных геологических запасов. Среднее пластовое давление упало до 4,76 МПа, наиболее низкие пластовые давления в зонах УКПГ-6, 7 (3,98-4,25 МПа).

По геологическому отчету за 1996 г., на месторождении из 340 скважин действующего эксплуатационного фонда более 70 относятся к самозадавли-вающимся скважинам, эксплуатирующимся с периодическими продувками стволов.

По прогнозу, который сделан в проекте доразработки, с 1995 по 2010 г. на месторождении ежегодно будут работать с водопроявлениями 100— 170 скважин, являющихся потенциальными объектами для капитального ремонта, а точнее, которые необходимо будет обязательно ремонтировать.

УКПГ

В целом

Показатели

2

3

1

4

5

6

7

8

9

по месторождению

Год окончания разработки

2006

2010

2004

2003

2010

2001

2008

2010

2010

2010

2010

Промышленный коэффициент газоотдачи,

%

89,2

89

90,8

89,3

91,0

90,5

92,7

90,9

88,1

89,7

90,2

Остаточные запасы газа на конец периода подачи газа в магистральный газопровод, % запасов В том числе:

0,91

1,00

1,16

1,32

0,76

0,65

0,50

0,81

0,52

2,17

9,8

количество защемленного газа в обводненном объеме

0,45

0,59

0,60

0,63

0,23

0,24

0,16

0,23

0,16

0,51

3,8

количество газа в свободном состоянии

0,46

0,41

0,56

0,69

0,53

0,41

0,34

0,58

0,36

1,66

6,0

Процент обводнения зоны УКПГ на конец периода подачи газа в магистральный газопровод

66,5

80,9

70,03

73,09

49

57,3

50,44

46,2

49,7

39,0

56,2

Среднее пластовое давление на конец периода подачи газа в магистральный газопровод, МПа

2,69

3,80

2,54

2,80

1,67

2,26

1,50

1,75

1,92

1,72

1,96

РАСЧЕТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕДВЕЖЬЕ С ЗАКАЧКОЙ АЗОТА В ПЛАСТ

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ УЧАСТОК

Прогноз добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки и оценка промышленной и конечной газоотдачи проводились на сеточной модели, учитывающей двухмерную фильтрацию газа в неоднородной пористой среде и двухмерную стационарную фильтрацию жидкости в водоносной зоне пласта.

Количественная оценка вытеснения газа в свободном состоянии и защемленного из обводненной зоны пласта контрагентом (азотом) при снижающемся пластовом давлении проводилась в приближенной постановке для условий однофазной фильтрации на базе балансовых соотношений. Количественные характеристики вытеснения метана азотом взяты из экспериментальных исследований, изложенных в разделе 6.4.1.

Расчеты проведены на примере условно выделенного экспериментального участка месторождения Медвежье. Полученные количественные соотношения в процентах перенесены с экспериментального участка на все месторождение, в предположении адекватности рассматриваемого процесса для извлечения остаточных запасов низконапорного газа (при пластовом давлении ниже 5 МПа) на заключительной стадии разработки.

Сеточная модель газовой области экспериментального участка имела переменные фильтрационно-емкостные параметры по площади со следующими характеристиками:

Начальные геологические запасы..................................................Qreoasim, млрд. м3

Начальный газонасыщенный поровый объем пласта..................................................................................................................................Чазо^ млн. М3

Термобарические условия:

начальное пластовое давление..................................................11,57 МПа

начальная пластовая температура..........................................27 °С (300 К)

коэффициент сверхсжимаемости газа................................0,960

Объемный коэффициент газа (FVF)..........................................0,0086 м33

Газонасыщенность:

начальная........................................................................................................0,75 (а0)

остаточная......................................................................................................0,25 (аост)

Условные границы выделенного участка принимались непроницаемыми.

Сеточная модель водоносной области имела аналогичные границы, соответствующие газовой части залежи, и характеризовалась переменными фильтрационно-емкостными параметрами по площади. На ее границах задавалась функция притока воды, полученная из общего решения уравнения Ван-Эвердингена и Херста (стационарный приток воды к укрупненной скважине).

На сеточной модели экспериментального участка были заданы 63 скважины с фактическими дебитами и рассмотрены две технологии доразра-ботки.

На начало расчетов принимались следующие основные технологические показатели разработки:

(35,5 % от начальных геологических запасов)

В том числе:

объем защемленного газа (аост = 0,25+0,4), 0геолза1,

млрд. м3......................................................................................................................0,021

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены на 20 лет (рис. 6.69). Структура остаточных запасов низконапорного газа во времени, включая защемленный газ, показана на рис. 6.70. Как видно, объем защемленного газа в пласте возрастает с 0,021 (1-й год прогноза) до 0,065 Ргеолзап. (20-й год прогноза).

Промышленная газоотдача получена при    условии модернизации ком

прессорных агрегатов ДКС и их переобвязки в три ступени, обеспечивающие минимальное давление на приеме 0,5 МПа. При этих условиях прогнозный период доразработки с обеспечением подачи газа в магистральный газопровод составляет 18 лет. Суммарная добыча газа - 91,7 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Далее доразработка пласта продолжается с использованием низконапорного газа на местные нужды.

Конечная газоотдача получена при условии подъема ГВК в зоне (эксплуатации) расположения скважин до 50 м. При этих условиях предпо-


Время разработки, годы


Рис. 6.69. Добыча низконапорного газа но традиционной технологии на режиме истощения

Коэффициент конечной газоот

91,70 %

дачи, %..................................

Пластовое давление забрасывания, МПа:

93,50

0,85

в зоне дренирования.............

0,3

1,7

среднее по залежи................

1

0,50

Давление на устье, МПа...........

0,44

0,49

Период доразработки, лет .........

20

18

Коэффициент газоотдачи на даль-

дальний транспорт.................

Конечное пластовое давление,

МПа:

в зоне эксплуатации.............

среднее по залежи...............

Давление на устье, МПа..........

Давление на входе в ДКС, МПа Период доразработки, лет.........


Остаточные запасы газа, млрд.

Время разработки, годы Рис. 6.70. Динамика структуры остаточных запасов низконапорного газа в процессе разработки участка.

Ё*А: 1 - АгАТТАП°Ё „*А, 2 - й,0-0Г..1°Ё „*А

лагается, что все эксплуатационные скважины (расположенные в максимальной изопахите 50 и меньше) будут обводнены и разработка месторождения закончена.

По расчетам к этому времени (20-й год прогноза) пластовое давление в зоне эксплуатации составит около 0,3 МПа, а среднее по залежи ~1 МПа.

Суммарная добыча газа из пласта за полный срок разработки (с учетом прогноза) составит 93,5 % от начальных геологических запасов (см. рис. 6.69).

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный газ) составят в целом по экспериментальному участку (см. рис. 6.70) 6,5 % от начальных геологических запасов, в том числе:

В обводненной зоне пласта (аост = 0,25+0,4)..........5,85    %    от    начальных геологических запасов

В свободном состоянии (а0 = 0,75)..................................0,65    %    от    начальных геологических запасов

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ДОРАЗРАБОТКИ С ЗАКАЧКОЙ АЗОТА В ПЛАСТ

Физическая сущность предлагаемой технологии заключается в более эффективной доразработке на “истощение”, благодаря вытеснению как защемленного газа, так и свободного низконапорного газа. Закачиваемый в пласт азот обладает вязкостью на два порядка меньшей вязкости воды. Поэтому при наличии дополнительного градиента давления, создаваемого нагнетанием азота, этот флюид движется по фильтрационным каналам, где, с одной стороны, выше абсолютная проницаемость пористой среды, а с другой - выше содержание защемленного газа, имеющего, как и азот, существенно меньшую вязкость по сравнению с водой. При этом также повышается эффективность отбора низконапорного газа в свободном состоянии (см. раздел 6.4.1).

На начало закачки азота в пласт суммарный отбор газа из пласта принимался таким же, как и при традиционной технологии доразработки на “истощение” (64,5 % от начальных геологических запасов). Соответственно остаточные запасы низконапорного газа (при пластовом давлении 5 МПа) составляли 35,5 % от начальных геологических запасов, в том числе объем защемленного газа (аост = 0,25+0,4) - 0,021 Огеолап.

Прогнозные расчеты добычи низконапорного газа проведены при аналогичных годовых отборах газа, но с одновременной закачкой в пласт азота в течение первых 13 лет доразработки на “истощение”. Затем закачка азота в пласт прекращалась, и расчеты продолжались до полного обводнения залежи.

Объемы закачки азота в пласт (суточные) через 10 скважин при снижающемся пластовом давлении показаны в табл. 6.17.

По балансовым соотношениям для условий однофазной фильтрации при снижающемся пластовом давлении рассчитаны:

динамика прокачки через обводненный пласт азота (табл. 6.18);

динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта (табл. 6.19);

динамика остаточных объемов защемленного газа на период прокачки азотом обводненной зоны пласта (табл. 6.20 и рис. 6.71);

динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт (табл. 6.21 и рис. 6.72);

Годы закачки азота в пласт

Давление, МПа

Репрессия на пласт, МПа

Средний дебит нагнетания, тыс. м3/сут

пластовое

нагнетания

1

4,97

5,88

0,69

100

2

4,68

5,69

0,70

150

3

4,22

5,39

0,71

200

4

3,92

4,90

0,73

250

5

3,63

4,71

0,78

280

6

3,43

4,41

0,92

600

7

3,14

4,22

0,98

320

8-13

2,94-2,35

3,92-3,14

0,98

350

ТАБЛИЦА 6.18

Динамика прокачки обводненного объема пласта азотом

Обводнение залежи

Закачка азота в

пласт

Объем на

Го

ды

Пластовое давление,

FVF,

м33

%

поровый объем пласта, занятый водой, млн. м3

годо

вая,

поровый объем пласта, занятый азотом, млн. м3

гнетания азота в обводненную

МПа

«0 = = 0,75

«ост =

= 0,25

млн. м3

годо

вой

суммар-н ый

зону пласта, объем пор*

1

4,97

0,0200

13,1

316,6

105,5

360

7,2

7,2

0,07(0,13)

2

4,59

0,0217

14,4

348,0

116,0

540

11,7

18,9

0,16(0,30)

3

4,24

0,0235

15,6

377,0

125,6

720

16,9

35,8

0,29(0,46)

4

3,92

0,0254

16,9

408,4

136,1

900

22,9

58,7

0,43(0,55)

5

3,63

0,0275

18,1

437,4

145,8

1000

27,5

86,2

0,59(0,60)

6

3,36

0,0296

19,3

466,4

155,5

1100

32,6

118,8

0,76(0,60)

7

3,14

0,0318

20,5

495,4

165,1

1150

36,6

155,4

0,94(0,60)

8

2,94

0,0339

21,7

524,4

174,8

1250

42,4

197,8

1,13(0,60)

9

2,75

0,0361

22,9

553,4

184,5

1250

45,1

242,9

1,34(0,60)

10

2,60

0,0383

24,1

582,4

194,1

1250

47,9

290,8

1,50(0,60)

11

2,46

0,0404

25,2

609,0

203,0

1250

50,5

341,3

1,68(0,60)

12

2,33

0,0426

26,3

635,6

211,8

1250

53,3

394,6

1,86(0,60)

13

2,23

0,0447

27,5

664,6

221,5

1250

55,9

450,5

2,00(0,60)

* В скобках - коэффициент извлечения защемленного

ные).

газа (экспериментальные дан-

динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки азота (табл. 6.22).

Из анализа расчетов следует, что на конец 13-го года закачки азота в пласт при принятой стратегии добычи низконапорного газа:

обводненный поровый объем пласта (27,5 % от начального порового объема) промывается азотом дважды (см. табл. 6.18);

суммарный остаточный объем защемленного газа снижается на 60 % (см. табл. 6.20 и рис. 6.71), т.е. 60 % ранее защемленного газа переводится в свободное состояние и может быть добыто в процессе дальнейшей доразработки (см. табл. 6.19);

суммарные остаточные объемы свободного низконапорного газа (без защемленного) возрастают приблизительно в 2 раза (см. табл. 6.21 и рис. 6.72), однако содержание азота в этом объеме достигает 13 %.

Таким образом, эффективность доразработки пласта по сравнению с

Динамика извлечения защемленного газа из обводненного объема пласта при прокачке азотом

Годы

Годовая закачка азота в пласт, млн. м3

Коэффициент извлечения защемленного газа

Объем свободного газа, млн. м3

годовой

суммарный

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

азот

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

азот

1

360

0,13

47

313

47

313

2

540

0,30

162

378

209

691

3

720

0,46

331

389

540

1 080

4

900

0,55

495

405

1 035

1 485

5

1 000

0,60

600

400

1 635

1 885

6

1 100

0,60

660

440

2 295

2 325

7

1 150

0,60

690

460

2 985

2 785

8

1 250

0,60

750

500

3 735

3 285

9

1 250

0,60

750

500

4 485

3 785

10

1 250

0,60

750

500

5 235

4 285

11

1 250

0,60

750

500

5 985

4 785

12

1 250

0,60

750

750

6 735

5 285

13

1 250

0,60

750

750

7 485

5 785

Всего

13 270

-

7 485

5 785

-

-

ТАБЛИЦА 6.20

Годы

Объемы защемленного газа, млрд. м3

Годы

Объемы защемленного газа, млрд. м3

до закачки азота в пласт

в период закачки азота в пласт

до закачки азота в пласт

в период закачки азота в пласт

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

собственно

защемлен

ный

защемленный газ, переведенный в свободное состояние

собственно

защемлен

ный

1

5,9

0,0

5,9

8

9,8

3,7

6,1

2

6,5

0,2

6,3

9

10,4

4,5

5,9

3

7,0

0,5

6,5

10

11,0

5,3

5,7

4

7,6

1,0

6,6

11

11,5

6,0

5,5

5

8,1

1,6

6,5

12

12,1

6,7

5,4

6

8,7

2,3

6,4

13

12,6

7,5

5,1

7

9,3

3,0

6,3

традиционной разработкой на “истощение” повышается. Период подачи газа в магистральный газопровод увеличивается на 5 лет, а полный срок разработки пласта - на 7 лет (рис. 6.73).

Динамика остаточных объемов защемленного газа в период прокачки азотом обводненной зоны пласта


Промышленная газоотдача увеличивается с 91,7 до 95,5 %, т.е. на 3,8 % от начальных геологических запасов газа.

Конечная газоотдача увеличивается с 93,5 до 97,4 %, т.е. на 3,9 % от начальных геологических запасов газа.

Неизвлекаемые запасы газа (защемленный) в целом по экспериментальному участку снижаются с 6,5 % от начальных геологических запасов газа до 2,6 % от начальных геологических запасов, в том числе:

Остаточные запасы газа, млрд.

1    2    3    4    5    6    7    8    9    10    11    12    13

Время разработки, годы

ёЁО. 6.71. ШфШф OOUtUO'I 0-AI0, АФАИАПб„б „ФАФ.

1 - разработка с закачкой азота, 2 - разработка без закачки азота


Остаточные запасы газа, млрд. м:


100


У//////////////////////У////А1

У////////////////////////М.

__ O'

777777777/7/////////////^

Время разработки, годы


ж

7/77777777////777Ш

у//////////////77т

У///////////////7Л\

У777М

У//////////////Ш

V///////////////2& 3

о


Динамика остаточных объемов свободного низконапорного газа в период закачки азота в пласт

Годы

Текущие

3

запасы газа, млрд. м3

Остаточные объемы низконапорного газа закачки азота в пласт, млрд. м3

в период

до закачки азота в пласт

суммарная закачка азота в пласт

всего в период закачки азота в пласт

защем

ленный

газ

Свободный газ

Всего

В том числе

метан

азот

% азота в свободном газе

1

100,0

0,36

100,4

5,9

94,5

94,2

0,3

0,3

2

90,2

0,90

91,1

6,3

84,8

84,1

0,7

0,8

3

81,8

1,60

83,4

6,5

77,0

75,9

1,1

1,4

4

74,2

2,50

76,7

6,6

70,2

68,7

1,5

2,1

5

67,4

3,50

70,9

6,5

64,5

62,6

1,9

2,9

6

61,5

4,60

66,1

6,4

59,7

57,4

2,3

3,9

7

56,2

5,80

62,0

6,3

55,7

52,9

2,8

5,0

8

51,7

7,00

58,7

6,1

52,7

49,4

3,3

6,2

9

47,8

8,30

56,1

5,9

50,2

46,4

3,8

7,6

10

44,4

9,50

53,9

5,7

48,2

44,0

4,3

8,9

11

41,3

10,80

52,1

5,5

46,6

41,8

4,8

10,3

12

38,8

12,00

50,8

5,4

45,5

41,2

5,3

11,6

13

36,3

13,30

49,6

5,1

44,5

38,7

5,8

13,0

в обводненной зоне пласта (аост = 0,25+0,4) с 5,85 до 2,4 % от начальных геологических запасов;

в свободном состоянии (а0 = 0,75) с 0,65 до 0,2 % от начальных геологических запасов.

Сводные технологические показатели разработки экспериментального участка приведены в табл. 6.23.

Сопоставление технологий добычи низконапорного газа (традиционной и с закачкой азота в пласт)

Проведенные расчеты добычи низконапорного газа для экспериментального участка на завершающей стадии разработки по традиционной технологии на истощение и по рекомендуемой технологии с закачкой азота в пласт позволяют сопоставить количественные результаты добычи низконапорного газа и оценить технологическую эффективность рекомендуемой технологии. Результаты сравнения приведены в табл. 6.24.

Проведенный анализ показывает, что рекомендуемая технология добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт по сравнению с традиционной технологией доразработки на “истощение” позволяет: продлить период

подачи газа в магистральный газопровод - на 5 лет; доразработки - на 7 лет; увеличить газоотдачу

на дальний транспорт - на 3,8 % от начальных геологических запасов; конечную - на 3,9 % от начальных геологических запасов; достичь газоотдачи

на дальний транспорт - 95,5 % от начальных геологических запасов; конечной - 97,4 % от начальных геологических запасов;

Динамика удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки (1—13 годы)

Удельный расход азота на дополнительную добычу

газа, м33

Суммар-

защемленного газа, переведенного в

свободного (без защемленного газа,

свободного и защемленного газа, пе

Годы

ный объем

свободное

состояние

переведенного в свободное состояние)

реведенного в свободное состояние

закачки

объем, млрд. м3

дополн.

объем, млрд. м3

дополн.

удель-

объем,

3

млрд. м3

дополн.

удель-

азота,

без за

с за

добыча,

удель-

без за

с за-

добыча,

ный

без за

с за

добыча,

ный

млрд. м3

качки

качкой

млрд. м3

ны й

качки

качкой

млрд. м3

расход

качки

качкой

млрд. м3

расход

N2

N2

расход

N2

N2

N2

N2

1

0,36

5,9

5,9

0,0

0,0

94,1

94,5

0,4

1,0

100,0

100,4

0,4

1,0

2

0,90

6,5

6,3

0,2

4,5

83,7

84,8

1,1

0,8

90,2

91,1

0,9

1,0

3

1,60

7,0

6,5

0,5

3,2

74,8

77,0

2,2

0,7

81,8

83,4

1,6

1,0

4

2,50

7,6

6,6

1,0

2,5

66,6

70,2

3,6

0,7

74,2

76,7

2,5

1,0

5

3,50

8,1

6,5

1,6

2,2

59,3

64,5

5,2

0,7

67,4

70,9

3,5

1,0

6

4,60

8,7

6,4

2,3

2,0

52,8

59,7

6,9

0,7

61,5

66,1

4,6

1,0

7

5,80

9,3

6,3

3,0

1,9

46,9

55,7

8,8

0,7

56,2

62,0

5,8

1,0

8

7,00

9,8

6,1

3,7

1,9

41,9

52,7

10,8

0,6

51,7

58,7

7,0

1,0

9

8,30

10,4

5,9

4,5

1,8

37,4

50,2

12,8

0,6

47,8

56,1

8,3

1,0

10

9,50

11,0

5,7

5,3

1,8

33,4

48,2

14,8

0,6

44,4

53,9

9,5

1,0

11

10,80

11,5

5,5

6,0

1,8

29,8

46,6

16

0,6

41,3

52,1

10,8

1,0

12

12,00

12,1

5,4

6,7

1,8

26,7

45,5

18,8

0,6

38,8

50,8

12,0

1,0

13

13,30

12,6

5,1

7,5

1,8

23,7

44,5

20,8

0,6

36,3

49,6

13,3

1,0

91,

93,

7°Af

5

95,

лет

5„, 97,4 %,,

F---

лет

/ 1 1 1 1 1 1 1 1 1

i 1 1

8    10    12 14    16    18    20    22    24    26

100 95 ; 90 s 85

I*

I 80

75

70

65

60


а


О


Время разработки, годы

Рис.

6.73. Добыча низконапорного газа.

Коэффициент газоотдачи

Коэффициент конечной газо

на дальний транспорт, %

91,7*

95,5**

отдачи .............................

93,5*

97,4

Конечное пластовое дав

Пластовое давление, забра

ние, МПа:

сывания, МПа:

в зоне дренирования...

0,83

0,82

в зоне дренирования.......

0,29

0,28

среднее по залежи

1,68

1,67

среднее по залежи..........

0,96

0,93

Давление на устье, МПа

0,50

0,50

Давление на устье, МПа

0,44

0,41

Давление на входе в ДКС,

Период доразработки, лет...

20

27

МПа...........................

0,49

0,49

Период доразработки, лет

18

23

: Традиционная технология разработки на “истощение”. Рекомендуемая технология разработки (с закачкой азота в пласт).

ТАБЛИЦА 6.23

Сводные технологические показатели разработки (экспериментальный участок)

Номер п/п

Показатели

Единица измерения

Значение

1

Начальные геологические запасы газа

млрд. м3

281,0

2

Суммарный отбор газа на начало закачки

млрд. м3

181,0

азота в пласт

% от запасов

64,5

3

Остаточные запасы низконапорного газа

млрд. м3

100,0

(при пластовом давлении ниже 5 МПа)

% от запасов

95,5

4

Период закачки азота в пласт

лет

13

5

Снижение пластового давления в период закачки азота в пласт:

1-й год 13-й год

МПа

5

2,4

6

Суммарный объем закачки азота в пласт

млрд. м3

13,3

7

8

Число нагнетательных скважин Параметры работы нагнетательных скважин:

ед.

10

средний дебит нагнетания

тыс. м3/сут

100+350

репрессия на пласт

МПа

0,7-1

давление нагнетания

МПа

5,38-3,14

9

Добыча трудноизвлекаемых остаточных

3

млрд. м3

92,6

запасов низконапорного газа (с использованием новой технологии)

В том числе:

% от запасов

33,0

за период закачки азота в пласт(1+13-й

млрд. м3

64,1

год)

% от запасов

22,8

за период доразработки (14+27-й год)

млрд. м3 % от запасов

28,5

10,2

Номер п/п

Показатели

Единица измерения

Значение

10

Содержание азота в добываемом низконапорном газе:

в период закачки азота в пласт (1+13-й год)

в период доразработки (14+27-й год)

%

0 < n2 < 13,0

N = 13,0 (const)

91,7;

257.6 95,5; 268,3

93,5;

262.6 97,4; 273,6

11

Газоотдача:

на дальний транспорт: без закачки азота в пласт

с закачкой азота в пласт

конечная: без закачки азота в пласт

с закачкой азота в пласт

% от запасов млрд. м3

12

Конечное пластовое давление на дальний транспорт газа:

в зоне эксплуатации среднее по залежи Давление на устье Давление на входе в ДКС

МПа

0,82-0,83

1,67-1,68

0,5

0,49

13

Пластовое давление забрасывания: в зоне эксплуатации среднее по залежи Давление на устье

МПа

0,28-0,29

0,93-0,96

0,41-0,44

14

Увеличение газоотдачи за счет закачки азота в пласт:

на дальний транспорт

конечной

% от запасов млрд. м3

3,8;

10,7

3,9;

11,0

15

Продление периода:

подачи газа на дальний транспорт доразработки пласта

лет

5

7

16

Остаточные объемы защемленного газа

без закачки азота в пласт, в том числе:

в обводненной зоне пласта (аост =

= 0,25+0,4)

в свободном состоянии (а0 = 0,75)

с закачкой азота в пласт, в том числе:

в обводненной зоне пласта (аост =

= 0,25+0,4)

в свободном состоянии (а0 = 0,75)

% от запасов млрд. м3

6,5;

18.4 5,85; 16,6 0,65; 11,8 2,6;

7.4 2,4; 6,7 0,2; 0,7

17

Удельный расход азота на добычу низконапорного газа:

в период закачки азота в пласт (1+13-й год):

0 % < n2 < 13,0 %

защемленного газа, переведенного в свободное состояние свободного газа (без защемленного, переведенного в свободное состояние) свободного газа (с защемленным, переведенным в свободное состояние) в период доразработки (14-27-й год)

N2 = 13,0 % - const

м33

4,5 (2-й год)-1,8 (19-й год)

1.0    (1-й год)-0,6 (13-й год)

1.0    (1-13-й год)

0,5

Сравнение технологий добычи низконапорного газа на завершающей стадии разработки месторождения Медвежье (экспериментальный участок)

Количественные результаты

Но

мер

п/п

Показатели

традиционная технология добычи на “истощение”

рекомендуемая технология добычи с закачкой азота в пласт

1

Начальные геологические запасы газа:

3

млрд. м3

281,0

281,0

% от запасов

100,0

100,0

2

Суммарная добыча газа из пласта за период снижения пластового давления от начального до 5 МПа: млрд. м3

181,0

181,0

% от запасов

64,5

64,5

3

Остаточные запасы низконапорного газа: млрд. м3

100,0

100,0

% от запасов

35,5

35,5

В том числе:

трудноизвлекаемые и требующие новых технологий доразработки: млрд. м3

23,3

23,3

% от запасов

8,3

8,3

4

Суммарная добыча низконапорного газа: млрд. м3

81,6

92,6

% от запасов

29,0

32,9

В том числе:

в период закачки азота в пласт 0 % < N2 < 13,0 % млрд. м

64,1

% от запасов

-

22,8

доразработка после прекращения закачки N2 = 13,0 % = const

23

млрд. м3

28,5

% от запасов

-

10,1

5

Период доразработки, лет

20

27

В том числе: с закачкой азота в пласт

-

13

после прекращения закачки

-

14

6

Газоотдача:

на дальний транспорт: млрд. м3

257,6

268,3

% от запасов

91,7

95,5

конечная: млрд. м3

262,6

273,6

% от запасов

93,5

97,4

7

Остаточные неизвлекаемые запасы низконапорного газа (защемленный): млрд. м3

18,4

7,4

% от запасов

6,5

2,6

понизить неизвлекаемые запасы газа (защемленного) с 6,5 до 2,6 %;

обеспечить стабильную работу промысла и ее инфраструктуры за счет продления периода занятости трудовых ресурсов на 7-10 лет.

ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПИЛОТНОГО УЧАСТКА И ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ОПЫТНОЙ ЗАКАЧКИ АЗОТА

ОЦЕНКА ВЕЛИЧИН РЕПРЕССИЙ ПРИ ЗАКАЧКЕ АЗОТА В ОБВОДНЕННУЮ ЧАСТЬ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Для определения репрессий при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта была принята следующая схема расчета (рис. 6.74). В зоне вскрытой части пласта высотой h на глубину h/2 по радиальному направлению происходит радиальная фильтрация, а затем с поверхности цилиндра высотой h и радиусом h/2, который приближенно заменяется шаром радиусом h/2, сферическая фильтрация.

Предполагается, что пласт анизотропный. Абсолютная проницаемость в

Рис. 6.74. Схема расчета значений репрессий при закачке азота в обводненную часть продуктивного пласта

радиальном направлении равна средней проницаемости вдоль напластования ?г, определенной по керну, умноженной на отношение (1- ^)/(1 - х), где ^ - “песчанистость” продуктивной зоны, % - доля “литологических окон” на геологическом срезе. Это отношение характеризует увеличение гидравлического сопротивления пласта в целом в направлении напластования за счет наличия в нем непроницаемых пропластков.

Абсолютную проницаемость в вертикальном направлении считают равной средней вертикальной проницаемости по керну k,, разделенной на величину ^:

1 *,(л-х) F1


ln


X (1 -х) h2


(1 + 42-X Va/x


где Fl - средняя площадь “литологического окна” в продуктивном пласте; h2 - средняя толщина проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

Так как фильтрация азота происходит через газонасыщенную зону, то абсолютные проницаемости умножаются на фазовую проницаемость коллектора для газа средней газонасыщенности обводненной зоны перед началом закачки азота. Разумеется, после прокачки через нее азота средняя газона-сыщенность обводненной зоны может измениться в сторону возрастания, но при этом увеличится фазовая проницаемость для газа и для тех же расходов закачки уменьшится пластовая репрессия.

Таким образом, принятая схема будет давать верхние оценки значений репрессий, что является более правильным для обоснования технологических показателей закачки.

Если обозначить давление на цилиндрической поверхности с радиусом h/2 через рг, давление на стенке скважины через рс, то для установившегося режима фильтрации азота перепад давлений

Р 2 —(р * )2 = ^Qcr РстTZ ln h 7lk*h Тст    с

Заменяя цилиндр высотой h и радиусом h/2 на шар того же радиуса, можно для установившейся сферической фильтрации записать выражение для потерь давления между поверхностью сферы и плоскостью текущего ГВК для того же расхода QCT:

1

* )2 _р 2 — ^Qct рстTZ 4nk*h    Тст


1


V«(h/2)2 +(h/2)2 V«(h/2)2 + (h/2+2H )2

Складывая формулы для радиального и сферического оттока, получаем выражение для расчета забойного давления:

h1 ln-+ —

2rc 2


р 2 +-^Q' 1 г + и< nk.


Р стТ2


1


1


Рс


|h|    Тст    j


/«+1 ja+(1+4H/h)2


где рг - давление на границе текущего ГВК; h - вскрытая толщина коллектора; Н - расстояние от середины вскрытой толщины до текущего ГВК; г,

2 - цилиндрические координаты; k* - среднее значение коэффициента проницаемости в радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициента в том же на радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как произведение абсолютного среднего значения этого коэффициен-

Забойное давление (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м3/сут азота в зависимости от давления на текущем ГВК, высоты обводненного слоя и вскрытой толщины пласта

Ргвк

5 МПа

Ргвк

4 МПа

Ргвк

3 МПа

Ргвк

2 МПа

Ргвк

1 МПа

h, м

Н

м

30

100

30

100

30

100

30

100

30

100

5

5,65

5,65

4,81

4,82

4,06

4,07

3,42

3,42

2,97

2,97

10

5,35

5,35

4,47

4,48

3,65

3,65

2,91

2,92

2,37

2,38

15

5,24

5,24

4,32

4,33

3,46

3,47

2,69

2,69

2,08

2,09

20

5,17

5,17

4,25

4,26

3,36

3,37

2,55

2,56

1,91

1,92

30

5,09

5,10

4,16

4,16

3,25

3,26

2,39

2,40

1,69

1,71

40

-

5,06

-

4,11

-

3,19

-

2,31

-

1,58

50

-

5,03

-

4,08

-

3,15

-

2,25

-

1,49

60

-

5,01

-

4,06

-

3,12

-

2,22

-

1,43

та в том же направлении, измеренное по керну, на множитель (1 - ^)/(1 - %) и фазовую проницаемость для газа при остаточной газонасыщенности в обводненной зоне; k* - среднее значение коэффициента псевдопроницаемости в направлении оси OZ для газа в обводненной зоне, равное произведению абсолютной проницаемости в том же направлении на фазовую для газа при средней остаточной газонасыщенности в обводненной зоне, деленному на коэффициент ^; а = k* /k*; ^ - динамическая вязкость азота при среднем пластовом давлении и температуре Т; Т - пластовая температура азота; Q^ - объемный расход газа нагнетательной скважины, приведенный к нормальным условиям; гс - радиус скважины; рст - стандартное давление; Тст - стандартная температура; Z - средний коэффициент сжимаемости закачиваемого газа при среднем пластовом давлении в процессе закачки и температуре Т.

В табл. 6.25 приведены рассчитанные забойные давления (МПа) в нагнетательной скважине при расходе 100 тыс. м3/сут азота в зависимости от давления на текущем ГВК (рГВК), высоты обводненного слоя (Н, м) и вскрытой толщины пласта (h, м). Из данных таблицы видно, что потери давления в основном зависят от вскрытой толщины пласта и для их снижения достаточно будет просто увеличивать вскрытую мощность.

ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ АЗОТА В ЗОНУ ПИЛОТНОГО УЧАСТКА

Выбор пилотного участка на месторождении Медвежье (рис. 6.75) для работы первой установки по производству азота, закачиваемого в пласт, обосновывается следующими соображениями.

1. К настоящему времени в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 самые низкие пластовые давления (3,2-3,4 МПа соответственно), что на 0,5-1 МПа ниже, чем в зонах остальных УКПГ. Следовательно, закачивая в зоны УКПГ-6 и УКПГ-7 азот, можно через несколько лет выравнить по этим зонам пластовые давления по отношению к давлениям в соседних УКПГ и при этом дополнительно повысить суммарные отборы по УКПГ-6 и УКПГ-7.

2.    В зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 нет аномальных подъемов подошвенных вод. Карта изобар и карта подъема ГВК между собой хорошо корреспонди-

Рис. 6.75. Схема размещения пилотного участка на месторождении

Медвежье


руются: зоне наименьшего пластового давления соответствует зона наибольшего подъема ГВК. Последнее свидетельствует об удовлетворительной усредненности макронеоднородности как по простиранию, так и по толщине пласта.

Такая усредненность необходима на стадии опытной закачки азота, чтобы выявить закономерности вытеснения метана азотом, обусловленные макронеоднородностью коллектора.

Представление о макронеоднородности продуктивного пласта в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно получить по изображению продольного геологического разреза на рис. 6.76.

Выбор скважин, которые могли бы быть использованы как нагнетательные, проводился следующим образом.

На первом этапе были рассмотрены интервалы вскрытия всех скважин УКПГ-6 и УКПГ-7, их местоположение относительно текущего ГВК и прогнозного на начало 2010 г., а также глубины пробуренных забоев скважин (рис. 6.77 и 6.78).


Рис. 6.76. Продольный геологический разрез (УКПГ-6 и УКПГ-7):

алевролиты; 2 - глинистые алевролиты; 3 - непроницаемые породы; 4 - пески, песчаники; 5 - зона перфорации; 6 - газоводяной контакт


Рис. 6.79. Схема размещения скважин в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7:

1    - нагнетательные (в числителе - номер скважины, в знаменателе - высота подъема ГВК);

2    - разведочные; 3 - эксплуатационные; 4 - наблюдательные; 5 - эксплуатационные кусто

вые; 6 - контур газоносности; 7 - линии равных значений подъема ГВК, м


®й7 О2 03 ^4 ®5 "10? 6    7


Затем для нагнетательных скважин были отобраны те из них, которые по преимуществу имеют пробуренный забой ниже поверхности первоначального газоводяного контакта. Такой выбор сделан по следующим соображениям. Хотя большинство отобранных добывающих скважин перед переводом их на нагнетательные потребует обязательного ремонта, тем не менее в скважинах с глубоким забоем будет легче осуществить вскрытие ниже поверхности первоначального газоводяного контакта или вблизи от него. Такое вскрытие будет необходимо, чтобы исключить быстрый прорыв закачиваемого азота в чисто газовую часть пласта и к добывающим скважинам. Были намечены в

качестве нагнетательных следующие скважины: 601, 605, 608, 612, 619, 620, 622, 629, 701, 702, 704, 706, 708, 713, 715, 716, 812, 819.

Часть из них являются одиночными, другие расположены в кустах. Номера скважин в кустах на рис. 6.77 и 6.78 объединены горизонтальными фигурными скобками. Расположение скважин на структуре изображено на рис. 6.79.

Дополнительно по четырем направлениям:

были построены профили с обозначением интервалов вскрытия по каждой скважине и положений начального и текущего ГВК.

Зона УКПГ-6 имеет площадь, равную примерно 91 км2 при начальном газонасыщенном объеме породы 5332-106 м3 и средней газонасыщенной толщине около 59 м. Для зоны УКПГ-7 соответствующие показатели будут равны 117 км2, 5143-106 м3 и 44 м.

В табл. 6.26 и 6.27 приведены прогнозные показатели обводнения зон УКПГ-6 и УКПГ-7.

При расчете использовались данные о давлениях из “Проекта разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации” (ТюменНИИгипрогаз, 1995 г.). На основе этих данных были рассчитаны остаточные запасы свободного и защемленного газа в необвод-ненных и обводненных частях продуктивного пласта зон УКПГ-6 и УКПГ-7 (табл. 6.27).

Закачку азота предполагается осуществлять с 2000 г.

Установка по производству азота имеет следующие технические характеристики.

1. Производительность - 6 млн. нормальных м3/сут (или 2,18 млрд. м3/год).

2.    Давление на выходе из установки - 6 МПа (60 бар).

ТАБЛИЦА 6.26 Показатели обводнения зоны УКПГ-6 и УКПГ-7

На начало соответствующего

Общий объем внедрившейся пластовой воды

Средняя высота

Обводнение

года

3

млн. м3

% от первоначального порового объема

подъема ГВК, м

коллектора, %

УКПГ-6

1995

240

22,8

20,9

35,7

2000

382

36,4

33,3

56,8

2005

519

49,4

45

77,2

2010

619

58,9

УКПГ-7

54

92

1995

288

28,4

19,6

44,4

2000

490

48,4

33,3

75,6

2005

583

57,6

39,7

90

2010

705

Полное обводнение

44

Полное обводнение, вода фильтруется в соседние зоны

Динамика средних пластовых давлений, остаточный запасов свободного газа и объемов защемленного газа по УКПГ-6 и УКПГ-7 месторождения Медвежье

УКПГ-6

УКПГ-7

На начало

Необводненная чисто газовая часть пласта

Обводненная часть пласта

Необводненная чисто газовая часть пласта

Обводненная часть пласта

соот-ветст-вующе-го года

Среднее

плас

товое

давле

ние,

МПа

Объемы свободного газа, млрд. м53

Среднее

плас

товое

давле

ние,

МПа

Объемы защемленного газа, млрд. м3

Среднее

плас

товое

давле

ние,

МПа

Объемы свободного газа, млрд. м3

Среднее

пластовое

давление,

МПа

Объемы защемленного газа, млрд. м3

1995

4,07

29,19

4,17

5,95

4,29

25,82

4,49

7,74

2000

2,74

12,91

2,89

6,43

3,15

8,15

3,29

9,45

2005

1,69

4,1

1,91

5,64

2,14

2,23

2,33

7,82

2010

1,04

0,87

1,31

4,57

Обводнение полное

1,71

6,87

ТАБЛИЦА 6.28 Динамика годовых отборов газа

Годы

Годовые отборы газа, млрд. м3

УКПГ-6

УКПГ-7

В целом по пилотному участку

“Проект”

При закачке в пласт азота

“Проект”

При закачке в пласт азота

“Проект”

При закачке в пласт азота

2000

2001

2002

2003*

2

* Закачка ству азота перек

2,46

2,17

4,63

азота произвс лючается на

3,46

3,17

2,91

3,36

12,90

здится только закачку в скв

1,78

1,61

1,51

1,06

5,96

три кварталг ажины соседн

2,78

2,61

2,51

0,30

8,20

. После этог их УКПГ-5 и

4,24

3,78

1,51

1,06

10,59

установка п УКПГ-8.

6,24

5,78

5,42

3,66

21,10

о производ-

В обводненном объеме пласта по зонам УКПГ-6 и УКПГ-7 останется при указанных выше давлениях 15,8 млрд. м3 защемленного газа, что составит 5,6 % от начальных геологических запасов.

По “Проекту...” (см. табл. 6.16) суммарный отбор газа на год окончания разработки (2001 г.) по УКПГ-6 составит 129,9 млрд. м3,по УКПГ-7 (на 2008 г.) - 128 млрд. м3. Промышленный коэффициент газоотдачи в сумме по этим двум зонам составит 91,8 %. В случае закачки в зоны этих УКПГ азота общий суммарный отбор по ним к концу 2003 г. составит 265,2 млрд. м3. Коэффициент промышленной газоотдачи будет равен 94,3 %.

Следует также учесть, что в результате последующей сегрегации закачанного в приконтактную зону азота он будет увлекать за собой защемленный газ, образуя у кровли газовую шапку. В последующем газовая шапка может быть разработана, что дополнительно увеличит коэффициент промышленной газоотдачи.

Закачанный азот займет 15-17 % от первоначального газонасыщенного объема породы.

При средних размерах по длине и ширине крупных слабопроницаемых прослоев около 400 м и при отсутствии заколонных нарушений герметичности можно предполагать, что закачиваемый азот будет продвигаться на большие расстояния от нагнетательных скважин, эффективно вытесняя защемленный метан. Об этом свидетельствуют имитационные расчеты закачки азота в нагнетательные скважины, проведенные с использованием результатов моделирования макронеоднородности коллекторов сеноманских отложений (см. раздел 6.4.4) и модели, описанной в начале раздела 6.4.8. Если не будет прямых прорывов в газонасыщенную часть пласта, то закачанный в пласт УКПГ-6 азот займет вблизи поверхности первоначального ГВК слой толщиной примерно в 10 м, а в пласте УКПГ-7 толщина этого слоя составит примерно 6-8 м.

Таким образом, на момент окончания закачки азота в свободном газе его не будет.

После трех лет и девяти месяцев работы на УКПГ-6 и УКПГ-7 наступит полное обводнение пластов этих зон и установку по производству азота необходимо будет переключить на закачку азота в скважины соседних УКПГ-5 и УКПГ-8. При этом демонтаж установки не потребуется. Азот будет перекачиваться по существующей системе промысловых трубопроводов.

Реальность осуществления предлагаемого пилотного проекта гарантируется возможностью создания устьевых давлений на нагнетательных скважинах, превышающих пластовое давление на 2,5 и 3 МПа, что позволит достичь по отдельным скважинам приемистости до 500 тыс. м3/сут и полностью использовать максимальную производительность установки по производству азота.

В результате пилотного эксперимента закачки азота в пласт будут достигнуты следующие результаты.

1. За три года и три квартала будет дополнительно добыто 10,5 млрд. м3 газа (3,7 % от начальных запасов газа).

2.    Почти на четыре года будет приостановлено падение пластового давления в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7, где оно является в настоящее время самым низким по всему месторождению Медвежье. За четыре года закачки азота давление по УКПГ-6 и УКПГ-7 сравняется со значениями пластовых давлений по зонам остальных УКПГ.

3. При отсутствии прямых прорывов по заколонному пространству закачиваемый азот должен занять нижнюю зону обводненной части пласта и в течение всего периода закачки его не будет в зоне отбора газа.

4. В полностью обводненных зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно будет организовать наблюдение за скоростью гравитационного подъема закачанного азота из нижних частей продуктивного пласта, который будет увлекать за собой метановый газ. Если время гравитационного разделения составит несколько лет, то затем можно будет организовать дополнительную добычу метанового газа с азотом.

5.    В период закачки азота будет изучено влияние макронеоднородности пласта на пространственную картину вытеснения воды и газа азотом.

6.4.9

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ АЗОТНОЙ ТЕХНОЛОГИИ

Производство газообразного азота и жидкого кислорода - экологически чистый процесс.

В качестве сырья используется атмосферный воздух. Конечные продукты: азот и жидкий кислород - неизменные по химическому строению составляющие исходного продукта.

При производстве (для адсорбции содержащихся в атмосферном воздухе небольших примесей углеводородов) используется гранулированный силикагель, не являющийся химически вредным продуктом.

В установке применен замкнутый контур водяного охлаждения, поэтому требуется незначительное количество технической воды только для компенсации ее потерь на испарение.

Дополнительное использование технической воды для охлаждения потребуется только в летнее время при положительной температуре окружающего воздуха. Воду в этом случае будут получать из специально пробуренной скважины и после прохождения через теплообменники сбрасывать в тот же водоносный пласт.

Предполагая, что установка будет расположена в промышленной зоне, фирма-изготовитель гарантирует максимальный уровень шума до среднего звукового давления не более 90 дБ на границе установки при нормальной ее работе, что будет обеспечено соответствующими шумопоглощающими устройствами.

6.4.10

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАКАЧКИ АЗОТА В ПЛАСТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ МЕДВЕЖЬЕ

Для внедрения на экспериментальном участке предлагаемого метода закачки азота в пласт с целью повышения эффективности разработки месторождения Медвежье потребуются капитальные вложения в объеме 115 млн. долл. США. Они предусматривают строительство завода по производству азота производительностью 6 млн.т/сут, стоимостью 100 млн. долл. США и бурение (перевод из эксплуатационного фонда) 10 нагнетательных скважин для закачки азота стоимостью по 1,5 млн. долл. США. Действующий фонд скважин на экспериментальном участке составляет 63.

Эксплуатационные расходы рассчитывались на базе фактических данных по “Надымгазпрому” за 1996 г.

Налоги приняты по действовавшим на 1.01.99 ставкам. Величина отчислений налогов и платежей, принятых в расчете, определена исходя из следующих ставок:

платежи за право добычи (роялти) в размере 16 %; с 14-го года предлагается добиться снижения ставки до 6 %, что возможно в соответствии со ст. 48 “Закона о недрах” на стадии истощения запасов месторождения при низкой экономической эффективности разработки, не связанной с нарушениями условий рационального использования запасов;

отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы (ВМСБ) -10 %;

налог на пользователей автодорог - 1 %;

налог на имущество - 2 %;

налог на прибыль - 35 %;

платежи в социальные фонды, исчисляемые от фонда оплаты труда, включены в текущие издержки.

В качестве основных экономических показателей, которые определяют целесообразность и эффективность внедряемого мероприятия, приняты:

поток наличности - определяется как алгебраическая сумма прибыли от реализации газа и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину капиталовложений;

дисконтированный поток наличности выражает стоимость капитала в будущем и рассчитывается общепринятым методом на основе ставки дисконтирования 10 %;

срок окупаемости определяется количеством лет, когда суммарный денежный поток, пересекая нулевой уровень, из отрицательного становится положительным. В течение этого периода времени капитальные вложения возмещаются.

Выручка от реализации газа определена в пункте передачи его в магистральный транспорт.

Цена реализации газа без НДС и акциза принималась по вариантам на уровне от 6 долл/1000 м3 (действующая) и до 20 долл/1000 м3. Причем учтено, что с 14-го года доразработки при дополнительной добыче низконапорного газа с повышенным содержанием азота цена на него может снижаться на 5 долл/1000 м3.

Ясно, что пороговой, т.е. максимально допустимой, ценой предприятия на газ может служить разница между ценой газа, реализуемого ОАО “Газпром” на западной границе, и транспортным тарифом.

Экономический анализ эффективности внедрения метода добычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт проведен на основе сравнения с базовым вариантом, отражающим продолжение разработки месторождения Медвежье по традиционной технологии на “истощение”.

Динамика добычи и формирования денежных потоков по базовому варианту в двух уровнях цен 6 и 10 долл/1000 м3 приводится в табл. 6.29 и 6.30. Срок амортизации действующего фонда скважин заканчивается через 4-6 лет.

Расчеты показали, что участок работает до конца разработки в положительном экономическом режиме. Дисконтированный чистый доход за 20 лет составит при действующей цене 43 млн. долл. и 141 млн. долл. при цене газа 10 долл/1000 м3.

Все

Добыча низконапорного газа

Показатели

го

Годы строительства и эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Капитальные вложения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

555,0

66,0

58,8

50,4

45,6

40,8

35,4

31,8

27,0

23,4

20,4

18,6

16,8

15,6

15,6

15,6

15,0

15,0

14,4

14,4

14,4

Объем добычи газа, млрд. м3

92,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

Эксплуатационные расходы В том числе:

496,5

60,3

54,6

47,8

43,0

38,2

31,9

28,1

23,2

20,4

18,0

16,6

15,1

14,2

12,6

12,6

12,2

12,2

11,8

11,8

11,8

амортизация

82,2

8,2

8,2

8,0

7,0

6,0

4,0

3,0

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

288,1

34,3

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

налог на ВМСБ

55,5

6,6

5,9

5,0

4,6

4,1

3,5

3,2

2,7

2,3

2,0

1,9

1,7

1,6

1,6

1,6

1,5

1,5

1,4

1,4

1,44

роялти

78,4

10,6

9,4

8,1

7,3

6,5

5,7

5,1

4,3

3,7

3,3

3,0

2,7

2,5

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

автодорожный

налог

5,6

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,4

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

0,1

Прибыль

58,5

5,7

4,2

2,6

2,6

2,6

3,5

3,7

3,8

3,0

2,4

2,0

1,7

1,4

3,0

3,0

2,8

2,8

2,6

2,6

2,6

Налог на имущество

50,4

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

Налогооблагаемая

прибыль

8,1

3

1,7

0,1

0,1

0,1

0,9

1,2

1,3

0,5

-0,1

-0,5

-0,9

-1,1

0,4

0,4

0,3

0,3

0,1

0,1

0,1

Налог на прибыль

3,7

1,1

0,6

0,0

0,0

0,0

0,3

0,4

0,4

0,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,2

0,2

0,1

0,1

0,0

0,0

0,0

Чистая прибыль, по годам

4,4

2,1

1,1

0,1

0,1

0,1

0,6

0,8

0,8

0,3

-0,1

-0,5

-0,9

-1,1

0,3

0,3

0,2

0,2

0,0

0,0

0,0

Поток наличности

73,3

10,3

9,3

8,1

7,1

6,1

4,6

3,8

2,7

2,2

1,8

1,4

1,0

0,8

2,2

2,2

2,1

2,1

1,9

1,9

1,9

То же, нарастающим итогом

73

10,3

19,6

27,6

34,7

40,8

45,4

49,1

51,9

54,1

55,9

57,3

58,3

59,1

61,2

63,4

64,5

67,5

69,5

71,4

73,3

Дисконтный поток наличности, 10 %

43

9,3

7,7

6,1

4,8

3,8

2,6

1,9

1,3

0,9

0,7

0,5

0,3

0,2

0,6

0,5

0,4

0,4

0,3

0,3

0,3

Дисконтированный чистый доход (NPV)

43

9

17

23

28

32

34

36

37

38

39

40

40

40

41

41

42

42

42

43

43

Все

Добыча низконапорного газа

Показатели

го

Годы строительства и эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Капитальные

вложения

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

925,0

110,0

98,0

84,0

76,0

68,0

59,0

53,0

45,0

39,0

34,0

31,0

28,0

26,0

26,0

26,0

25,0

25,0

24,0

24,0

24,0

Объем добычи газа, млрд. м3

92,5

11,0

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

Эксплуатационные расходы В том числе:

589,4

72,2

65,2

56,8

51,2

45,5

38,3

33,8

28,1

24,6

21,7

19,9

18,2

17,0

14,4

14,4

13,9

13,9

13,4

13,4

13,4

амортизация

82,2

8,2

8,2

8,0

7,0

6,0

4,0

3,0

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

288,1

34,3

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

налог на ВМСБ

92,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

роялти

130,6

17,6

15,7

13,4

12,2

10,9

9,4

8,5

7,2

6,2

5,4

5,0

4,5

4,2

1,6

1,6

1,5

1,5

1,4

1,4

1,4

автодорожный

налог

9,3

1,1

1,0

0,8

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

Прибыль

335,6

37,8

32,8

27,2

24,8

22,5

20,7

19,2

16,9

14,4

12,3

11,1

9,8

9,0

11,6

11,6

11,1

11,1

10,6

10,6

10,6

Налог на имущество

50,4

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

Налогооблагаемая

прибыль

285,2

35

30,3

24,6

22,3

19,9

18,2

16,7

14,4

11,9

9,8

8,6

7,3

6,5

9,1

9,1

8,6

8,6

8,0

8,0

8,0

Налог на прибыль

99,8

12,4

10,6

8,6

7,8

7,0

6,4

5,8

5,0

4,2

3,4

3,0

2,6

2,3

3,2

3,2

3,0

3,0

2,8

2,8

2,8

Чистая прибыль, по годам

185,4

23,0

19,7

16,0

14,5

13,0

11,8

10,8

9,4

7,7

6,4

5,6

4,8

4,2

5,9

5,9

5,6

5,6

5,2

5,2

5,2

Поток наличности

254,3

31,2

27,9

24,0

21,5

19,0

15,8

13,8

11,3

9,6

8,3

7,5

6,6

6,1

7,8

7,8

7,4

7,4

7,1

7,1

7,1

То же, нарастающим итогом

254

31,2

59,0

83,1

104,5

123,5

139,3

153,1

164,4

174,0

182,3

189,8

196,4

202,5

210,3

218,1

225,5

233,0

240,1

247,2

254,3

Дисконтный поток наличности, 10 %

141

28,3

23,0

18,0

14,7

11,8

8,9

7,1

5,3

4,1

3,2

2,6

2,1

1,8

2,1

1,9

1,6

1,5

1,3

1,2

1,1

Дисконтированный чистый доход (NPV)

141

28

51

69

84

96

105

112

117

121

124

127

129

131

133

135

136

138

139

140

141

Добыча низконапорного газа

с одновременной закачкой

азота в пласт (0

< N2 < 13 %)

Показатели

Всего*

Годы строительства и

эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Капитальные вложения:

115

115

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

100

100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

15

15

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

1035

110,0

98,0

84,0

76,0

68,0

59,0

53,0

45,0

39,0

34,0

31,0

28,0

26,0

Объем добычи газа, млрд. м3

103,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

820,2

78,5

78,3

70,1

65,5

60,8

53,7

50,2

45,6

42,1

39,2

25,9

24,2

23,0

амортизация

175,5

15,3

15,3

15,3

15,3

15,3

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

321,6

33,5

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

налог на ВМСБ

103,5

11

10

8

8

7

6

5

5

4

3

3

3

3

роялти

137,2

18

16

13

12

11

9

8

7

6

5

5

4

4

автодорожный

налог

10,4

1,1

1,0

0,8

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

закачка азота - ППД

72,0

0

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Прибыль

99,8

-83,5

19,7

13,9

10,5

7,2

5,3

2,8

-0,6

-3,1

-5,2

5,1

3,8

3,0

Налог на имущество

130,1

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

-30,3

-88

14,9

9,1

5,7

2,4

0,5

-2,0

-5,4

-7,9

-10,0

0,3

-1,0

-1,8

Налог на прибыль

31,0

0,0

5,2

3,2

2,0

0,8

0,2

0,0

0,0

0,0

0,0

0,1

0,0

0,0

Чистая прибыль (убытки)

-61,3

-88

10

6

4

2

0

-2

-5

-8

-10

0

-1

-2

Поток наличности

114,1

-73,0

25,0

21,2

19,0

16,8

13,7

11,4

8,0

5,5

3,4

2,1

0,9

0,1

То же нарастающим итогом

114

-73,0

-48,1

-26,9

-7,9

8,9

22,6

34,0

42,0

47,5

50,9

53,0

53,9

53,9

Дисконтный поток наличности, 10 %

26

66,4

20,6

15,9

13,0

10,4

7,7

5,8

3,7

2,3

1,3

0,7

0,3

0,0

Дисконтированный чистый доход (NPV)

* Цифры в стол

26

бце “Все

-66 го” прив

-16 едены в

-30 сумме с

-17

данными

-6 табл. 6.

1

32.

7

11

13

15

15

16

16

Доразработка низконапорного газа (газ содержит N

2 = 13 %

= const)

Показатели

Годы строительства и эксплуатации

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Капитальные вложения:

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

26,0

26,0

25,0

25,0

24,0

24,0

24,0

20,0

19,0

18,0

17,0

15,0

13,0

8,0

Объем добычи газа, млрд. м3

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

2

1,9

1,8

1,7

1,5

1,3

0,8

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

14,4

14,4

13,9

13,9

13,4

13,4

13,4

11,5

11,0

10,6

10,1

9,1

8,1

5,7

амортизация

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

6,2

5,9

5,6

5,3

4,7

4,0

2,5

налог на ВМСБ

3

3

3

3

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

роялти

2

2

2

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

0

автодорожный

налог

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

закачка азота - ППД

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Прибыль

11,6

11,6

11,1

11,1

10,6

10,6

10,6

8,5

8,0

7,4

6,9

5,9

4,9

2,3

Налог на имущество

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

6,8

6,8

6,3

6,3

5,7

5,7

5,7

3,7

3,1

2,6

2,1

1,1

0,0

-2,6

Налог на прибыль

2,4

2,4

2,2

2,2

2,0

2,0

2,0

1,3

1,1

0,9

0,7

0,4

0,0

0,0

Чистая прибыль (убытки)

4

4,4

4,1

4,1

3,7

3,7

3,7

2,4

2

2

1

1

0

-3

Поток наличности

6,3

6,3

6,0

6,0

5,6

5,6

5,6

4,3

3,9

3,6

3,3

2,6

1,9

-0,7

То же, нарастающим итогом

60,2

66,5

72,5

78,4

84,0

89,7

95,3

99,5

103,5

107,1

110,3

112,9

114,8

114,1

Дисконтный поток наличности, 10 %

1,7

1,5

1,3

1,2

1,0

0,9

0,8

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,2

-0,1

Дисконтированный чистый доход (NPV)

17

19

20

21

22

23

24

25

25

25

26

26

26

26

Добыча низконапорного газа

с одновременной закачкой

азота в пласт (0

N

3

%)

Показатели

Всего*

Годы строительства и

эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Капитальные вложения:

115

115

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

100

100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

15

15

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

1410,5

165,0

147,0

126,0

114,0

102,0

88,5

79,5

67,5

58,5

51,0

46,5

42,0

39,0

Объем добычи газа, млрд. м3

103,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

921,5

93,3

91,5

81,5

75,7

70,0

61,7

57,4

51,6

47,3

43,8

30,1

28,0

26,5

амортизация

175,5

15,3

15,3

15,3

15,3

15,3

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

321,6

33,5

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

налог на ВМСБ

141,1

17

15

13

11

10

9

8

7

6

5

5

4

4

роялти

197,3

26

24

20

18

16

14

13

11

9

8

7

7

6

автодорожный

налог

14,1

1,7

1,5

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,4

закачка азота - ППД

72,0

0

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Прибыль

374,0

-43,3

55,5

44,5

38,3

32,0

26,8

22,1

15,9

11,2

7,2

16,4

14,0

12,5

Налог на имущество

130,1

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

243,8

-48

50,7

39,7

33,4

27,2

22,0

17,3

11,0

6,3

2,4

11,6

9,2

7,7

Налог на прибыль

103,1

0,0

17,7

13,9

11,7

9,5

7,7

6,1

3,9

2,2

0,9

4,1

3,2

2,7

Чистая прибыль (убытки)

140,7

-48

33

26

22

18

14

11

7

4

2

8

6

5

Поток наличности

316,2

-32,9

48,2

41,1

37,0

32,9

27,7

24,6

20,6

17,5

15,0

9,4

7,9

6,9

То же, нарастающим итогом

316

-32,9

15,3

56,4

93,5

126,4

154,1

178,8

199,3

216,8

231,8

241,2

249,1

256,0

Дисконтный поток наличности, 10 %

156

-29,9

39,9

30,9

25,3

20,5

15,6

12,6

9,6

7,4

5,8

3,3

2,5

2,0

Дисконтированный чистый доход (NPV)

* Цифры в стол

156 бце “Все

-30 го” прив

10

едены в

41

сумме с

66

данными

87 табл. 6.

102

34.

115

124

132

138

141

143

145

Доразработка низконапорного газа (газ содержит N

2 = 13 %

= const)

Показатели

Годы строительства и эксплуатации

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Капитальные вложения:

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

26,0

26,0

25,0

25,0

24,0

24,0

24,0

20,0

19,0

18,0

17,0

15,0

13,0

8,0

Объем добычи газа, млрд. м3

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

2

1,9

1,8

1,7

1,5

1,3

0,8

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

14,4

14,4

13,9

13,9

13,4

13,4

13,4

11,5

11,0

10,6

10,1

9,1

8,1

5,7

амортизация

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

6,2

5,9

5,6

5,3

4,7

4,0

2,5

налог на ВМСБ

3

3

3

3

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

роялти

2

2

2

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

0

автодорожный

налог

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

закачка азота - ППД

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Прибыль

11,6

11,6

11,1

11,1

10,6

10,6

10,6

8,5

8,0

7,4

6,9

5,9

4,9

2,3

Налог на имущество

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

6,8

6,8

6,3

6,3

5,7

5,7

5,7

3,7

3,1

2,6

2,1

1,1

0,0

-2,6

Налог на прибыль

2,4

2,4

2,2

2,2

2,0

2,0

2,0

1,3

1,1

0,9

0,7

0,4

0,0

0,0

Чистая прибыль (убытки)

4

4,4

4,1

4,1

3,7

3,7

3,7

2,4

2

2

1

1

0

-3

Поток наличности

6,3

6,3

6,0

6,0

5,6

5,6

5,6

4,3

3,9

3,6

3,3

2,6

1,9

-0,7

То же, нарастающим итогом

262,3

268,6

274,5

280,5

286,1

291,7

297,3

301,6

305,5

309,1

312,4

315,0

316,9

316,2

Дисконтный поток наличности, 10 %

1,7

1,5

1,3

1,2

1,0

0,9

0,8

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,2

-0,1

Дисконтированный чистый доход (NPV)

147

149

150

151

152

153

154

154

155

155

156

156

156

156

Добыча низконапорного газа

с одновременной закачкой

азота в пласт (0

N

3

%)

Показатели

Всего*

Годы строительства и

эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Капитальные вложения:

115

115

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

100

100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

15

15

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

1552,5

165,0

147,0

126,0

114,0

102,0

88,5

79,5

67,5

58,5

51,0

46,5

42,0

39,0

Объем добычи газа, млрд. м3

103,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

945,7

93,3

91,5

81,5

75,7

70,0

61,7

57,4

51,6

47,3

43,8

30,1

28,0

26,5

амортизация

175,5

15,3

15,3

15,3

15,3

15,3

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

321,6

33,5

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

налог на ВМСБ

155,3

17

15

13

11

10

9

8

7

6

5

5

4

4

роялти

205,8

26

24

20

18

16

14

13

11

9

8

7

7

6

автодорожный

налог

15,5

1,7

1,5

1,3

1,1

1,0

0,9

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,4

закачка азота - ППД

72,0

0

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Прибыль

491,8

-43,3

55,5

44,5

38,3

32,0

26,8

22,1

15,9

11,2

7,2

16,4

14,0

12,5

Налог на имущество

130,1

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

361,7

-48

50,7

39,7

33,4

27,2

22,0

17,3

11,0

6,3

2,4

11,6

9,2

7,7

Налог на прибыль

143,4

0,0

17,7

13,9

11,7

9,5

7,7

6,1

3,9

2,2

0,9

4,1

3,2

2,7

Чистая прибыль (убытки)

218,2

-48

33

26

22

18

14

11

7

4

2

8

6

5

Поток наличности

393,7

-32,9

48,2

41,1

37,0

32,9

27,7

24,6

20,6

17,5

15,0

9,4

7,9

6,9

То же, нарастающим итогом

394

-32,9

15,3

56,4

93,5

126,4

154,1

178,8

199,3

216,8

231,8

241,2

249,1

256,0

Дисконтный поток наличности, 10 %

169

-29,9

39,9

30,9

25,3

20,5

15,6

12,6

9,6

7,4

5,8

3,3

2,5

2,0

Дисконтированный чистый доход (NPV)

* Цифры в стол

169 бце “Все

-30 го” прив

10

едены в

41

сумме с

66

данными

87 табл. 6.

102

36.

115

124

132

138

141

143

145

Доразработка низконапорного газа (газ содержит N

2 = 13 %

= const)

Показатели

Годы строительства и эксплуатации

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Капитальные вложения:

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

39,0

39,0

37,5

37,5

36,0

36,0

36,0

30,0

28,5

27,0

25,5

22,5

19,5

12,0

Объем добычи газа, млрд. м3

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

2

1,9

1,8

1,7

1,5

1,3

0,8

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

16,6

16,6

16,1

16,1

15,5

15,5

15,5

13,2

12,7

12,1

11,5

10,4

9,3

6,4

амортизация

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

6,2

5,9

5,6

5,3

4,7

4,0

2,5

налог на ВМСБ

4

4

4

4

4

4

4

3

3

3

3

2

2

1

роялти

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

автодорожный

налог

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,1

закачка азота - ППД

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Прибыль

22,4

22,4

21,4

21,4

20,5

20,5

20,5

16,8

15,8

14,9

14,0

12,1

10,2

5,6

Налог на имущество

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

17,6

17,6

16,6

16,6

15,7

15,7

15,7

12,0

11,0

10,1

9,2

7,3

5,4

0,8

Налог на прибыль

6,1

6,1

5,8

5,8

5,5

5,5

5,5

4,2

3,9

3,5

3,2

2,6

1,9

0,3

Чистая прибыль (убытки)

11

11,4

10,8

10,8

10,2

10,2

10,2

7,8

7

7

6

5

4

0

Поток наличности

13,3

13,3

12,7

12,7

12,1

12,1

12,1

9,7

9,1

8,5

7,8

6,6

5,4

2,4

То же, нарастающим итогом

269,3

282,6

295,3

308,0

320,1

332,2

344,3

353,9

363,0

371,4

379,3

385,9

391,3

393,7

Дисконтный поток наличности, 10 %

3,5

3,2

2,8

2,5

2,2

2,0

1,8

1,3

1,1

0,9

0,8

0,6

0,5

0,2

Дисконтированный чистый доход (NPV)

149

152

155

157

160

162

163

165

166

167

168

168

169

169

Добыча низконапорного газа

с одновременной закачкой

азота в пласт (0

2N

3

%)

Показатели

Всего*

Годы строительства и

эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Капитальные вложения:

115

115

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

100

100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

15

15

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

1928

220,0

196,0

168,0

152,0

136,0

118,0

106,0

90,0

78,0

68,0

62,0

56,0

52,0

Объем добычи газа, млрд. м3

103,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

1047,1

108,2

104,7

92,8

86,0

79,2

69,6

64,5

57,7

52,6

48,3

34,3

31,7

30,0

амортизация

175,5

15,3

15,3

15,3

15,3

15,3

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

321,6

33,5

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

налог на ВМСБ

192,8

22

20

17

15

14

12

11

9

8

7

6

6

5

роялти

265,9

35

31

27

24

22

19

17

14

12

11

10

9

8

автодорожный

налог

19,3

2,2

2,0

1,7

1,5

1,4

1,2

1,1

0,9

0,8

0,7

0,6

0,6

0,5

закачка азота - ППД

72,0

0

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Прибыль

765,9

-3,2

91,3

75,2

66,0

56,8

48,4

41,5

32,3

25,4

19,7

27,7

24,3

22,0

Налог на имущество

130,1

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

635,8

-8

86,5

70,4

61,2

52,0

43,6

36,7

27,5

20,6

14,8

22,9

19,4

17,2

Налог на прибыль

225,3

0,0

30,3

24,6

21,4

18,2

15,2

12,8

9,6

7,2

5,2

8,0

6,8

6,0

Чистая прибыль (убытки)

410,5

-8

56

46

40

34

28

24

18

13

10

15

13

11

Поток наличности

585,9

7,3

71,5

61,0

55,1

49,1

41,7

37,2

31,2

26,8

23,0

16,8

14,5

13,0

То же, нарастающим итогом

586

7,3

78,7

139,8

194,8

243,9

285,6

322,8

354,1

380,8

403,9

420,6

435,2

448,2

Дисконтный поток наличности, 10 %

295

6,6

59,1

45,8

37,6

30,5

23,5

19,1

14,6

11,4

8,9

5,9

4,6

3,8

Дисконтированный чистый доход (NPV)

* Цифры в стол

295 бце “Все

7

го” прив

66 едены в

112

сумме с

149

данными

180 табл. 6.

203

38.

222

237

248

257

263

268

271

Доразработка низконапорного газа (газ содержит N

2 = 13 %

= const)

Показатели

Годы строительства и эксплуатации

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Капитальные вложения:

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

39,0

39,0

37,5

37,5

36,0

36,0

36,0

30,0

28,5

27,0

25,5

22,5

19,5

12,0

Объем добычи газа, млрд. м3

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

2

1,9

1,8

1,7

1,5

1,3

0,8

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

16,6

16,6

16,1

16,1

15,5

15,5

15,5

13,2

12,7

12,1

11,5

10,4

9,3

6,4

амортизация

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

6,2

5,9

5,6

5,3

4,7

4,0

2,5

налог на ВМСБ

4

4

4

4

4

4

4

3

3

3

3

2

2

1

роялти

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

автодорожный

налог

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,1

закачка азота - ППД

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Прибыль

22,4

22,4

21,4

21,4

20,5

20,5

20,5

16,8

15,8

14,9

14,0

12,1

10,2

5,6

Налог на имущество

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

17,6

17,6

16,6

16,6

15,7

15,7

15,7

12,0

11,0

10,1

9,2

7,3

5,4

0,8

Налог на прибыль

6,1

6,1

5,8

5,8

5,5

5,5

5,5

4,2

3,9

3,5

3,2

2,6

1,9

0,3

Чистая прибыль (убытки)

11

11,4

10,8

10,8

10,2

10,2

10,2

7,8

7

7

6

5

4

0

Поток наличности

13,3

13,3

12,7

12,7

12,1

12,1

12,1

9,7

9,1

8,5

7,8

6,6

5,4

2,4

То же, нарастающим итогом

461,5

474,8

487,5

500,2

512,3

524,4

536,5

546,2

555,2

563,7

571,5

578,1

583,6

585,9

Дисконтный поток наличности, 10 %

3,5

3,2

2,8

2,5

2,2

2,0

1,8

1,3

1,1

0,9

0,8

0,6

0,5

0,2

Дисконтированный чистый доход (NPV)

275

278

281

283

285

287

289

291

292

293

293

294

294

295

_

~

307

-

169_____

-

26___________

1

--- 10 15

20

*00-116

б

Цена газа, долл/м 3

ч

§

ч

Н

ч

г


100


О >3

г

?-250


0

-100


Показатели

Подварианты

Ставка роялти, %: с 1 по 13 год

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

16

12

10

6

6

с 14 по 27 год

6

6

6

6

6

Налог на ВМСБ, %

10

10

10

10

0

Дисконтированный чистый доход (NVP), млн. долл

26

41

48

63

102

в

Текущие издержки    Налоги    (279,5)

вложения Чистая прибыль    Амортизация

(115)    (71,4)    (175,5)

Рис. 6.80. Изменение чистого дохода при изменении цены на газ и распределение выручки при

льготном налогообложении :

а — влияние цены реализации газа на дисконтированный чистый доход (NPV); б — влияние изменения ставки роялти на дисконтированный чистый доход: вариант 1 (цена реализации 10 долл/1000 м3); в — распределение выручки по варианту 1.5 (при льготном налогообложении), млн. долл.

Технологический эффект от предлагаемого метода выражается в том, что период разработки месторождения продлевается на 7 лет. За этот период будет дополнительно добыто 11 млрд. м3 газа.

Расчеты показателей экономической эффективности закачки азота на экспериментальном участке за 27 лет при различных уровнях цены предприятия на газ приводятся в табл. 6.31-6.38.

Срок амортизации завода и новых нагнетательных скважин - 10 лет. Закачка азота продолжается в течение 13 лет.

Возможности действующего промысла таковы, что они позволяют окупить установку по производству азота за 5 лет при цене на газ 10 долл/1000 м3 или за 1,5 года при цене от 15 долл/1000 м3.

Несмотря на то, что прирост добычи будет получен в последние годы разработки, мероприятие дает положительный эффект.

Сравнительные показатели экономической оценки рекомендуемой технологии приводятся по вариантам в табл. 6.39.

Эффективность мероприятия растет при увеличении цены газа.

ТАБЛИЦА 6.39

Сравнительные показатели экономической оценки рекомендуемой технологии добычи низконапорного газа с закачкой азота (N2) в пласт

Экспериментальный участок (УКПГ-6 и УКПГ-7)

Показатели

Единица

в режиме на “истощение”

с закачкой азота

измерения

Варианты цены

базовый 1

базовый 2

1

2

3

4

Период доразработки: Всего

В том числе:

лет

20

20

27

27

27

27

с закачкой N2 в пласт

лет

-

-

13

13

13

13

Суммарная добыча низконапорного газа В том числе: с одновременной закачкой N2 в пласт 0 % < N2 < 13 % после прекращения закачки N2 N2 = 13 % = const Цена низконапорного газа за 1000 м3 с содержанием азота:

млрд. м3 млрд. м3 млрд. м3

92,5

92,5

103.5 64,1

28.5

103.5 64,1

28.5

103.5 64,1

28.5

103.5 64,1

28.5

0 % < N2 < 13 %

долл. США

6

10

10

15

15

20

N2 = 13 % = const

долл. США

6

10

10

10

15

15

Выручка от реализации

млн. долл. США

555

925

1035

1410,5

1552,5

1928

Дополнительные капитальные вложения

млн. долл. США

-

-

115

115

115

115

Эксплуатационные расходы

млн. долл. США

496,8

589,4

820,2

921

945,7

1047,1

Себестоимость добычи газа

долл/1000 м3

5,4

6,4

7,9

8,9

9,1

10,1

Накопленный поток наличности

млн. долл. США

73,3

254,3

114,1

316,2

393,7

585,9

Чистый дисконтированный доход (NPV)

млн. долл. США

43

141

26

156

169

295

Срок окупаемости

лет

-

-

5

1,5

1,5

1

П р им ечание. В вариантах с закачкой азота фонд нагнетательных 10, число заводов по производству азота - 1 (2 блока).

скважин равен

Добыча низконапорного газа с одновременной закачкой

азота в пласт (0

< N2 < 13 %)

Показатели

Всего*

Годы строительства и

эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Капитальные вложения:

115

115

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

100

100

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

15

15

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

1035

110,0

98,0

84,0

76,0

68,0

59,0

53,0

45,0

39,0

34,0

31,0

28,0

26,0

Объем добычи газа, млрд. м3

103,5

11

9,8

8,4

7,6

6,8

5,9

5,3

4,5

3,9

3,4

3,1

2,8

2,6

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

641,6

56,5

58,7

53,3

50,3

47,2

41,9

39,6

36,6

34,3

32,4

19,7

18,6

17,8

амортизация

175,5

15,3

15,3

15,3

15,3

15,3

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

321,6

33,5

30,5

26,2

23,7

21,2

18,4

16,5

14,0

12,1

10,6

9,7

8,7

8,1

налог на ВМСБ

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

роялти - 6 %

62,1

7

6

5

5

4

4

3

3

2

2

2

2

2

автодорожный

налог

10,4

1,1

1,0

0,8

0,8

0,7

0,6

0,5

0,5

0,4

0,3

0,3

0,3

0,3

закачка азота - ППД

72,0

0

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

Прибыль

278,4

-61,5

39,3

30,7

25,7

20,8

17,1

13,4

8,4

4,7

1,6

11,3

9,4

8,2

Налог на имущество

130,1

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

148,3

-66

34,5

25,9

20,9

16,0

12,3

8,6

3,6

-0,1

-3,2

6,5

4,6

3,4

Налог на прибыль

76,9

0,0

12,1

9,0

7,3

5,6

4,3

3,0

1,3

0,0

0,0

2,3

1,6

1,2

Чистая прибыль (убытки)

71,4

-66

22

17

14

10

8

6

2

0

-3

4

3

2

Поток наличности

246,9

-51,0

37,7

32,1

28,9

25,7

21,4

19,0

15,7

13,3

10,2

6,1

4,9

4,1

То же, нарастающим итогом

247

-51,0

-13,3

18,8

47,6

73,3

94,7

113,6

129,4

142,7

152,9

159,0

163,9

167,9

Дисконтный поток наличности, 10 %

102

-46,4

31,2

24,1

19,7

15,9

12,1

9,7

7,3

5,6

3,9

2,1

1,6

1,2

Дисконтированный чистый доход (NPV)

* Цифры в столС

102 >це “Все

-46 го” прив

-15 едены в

9

сумме с

29

данными

45

табл. 6.4

57

1.

66

74

79

83

85

87

88

Доразработка низконапорного газа (газ содержит N

2 = 13 %

= const)

Показатели

Годы строительства и эксплуатации

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

Капитальные вложения:

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

завод

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

скважины с обвязкой

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Выручка от реализации газа

26,0

26,0

25,0

25,0

24,0

24,0

24,0

20,0

19,0

18,0

17,0

15,0

13,0

8,0

Объем добычи газа, млрд. м3

2,6

2,6

2,5

2,5

2,4

2,4

2,4

2

1,9

1,8

1,7

1,5

1,3

0,8

Эксплуатационные

расходы

В том числе:

11,8

11,8

11,4

11,4

11,0

11,0

11,0

9,5

9,1

8,8

8,4

7,6

6,8

4,9

амортизация

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

1,9

текущие издержки

8,1

8,1

7,8

7,8

7,5

7,5

7,5

6,2

5,9

5,6

5,3

4,7

4,0

2,5

налог на ВМСБ

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

роялти - 6 %

2

2

2

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

0

автодорожный

налог

0,3

0,3

0,3

0,3

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

0,1

0,1

закачка азота - ППД

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Прибыль

14,2

14,2

13 ,6

13,6

13,0

13,0

13,0

10,5

9,9

9,2

8,6

7,4

6,2

3,1

Налог на имущест-

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

во

Налогооблагаемая прибыль (убытки)

9,4

9,4

8,8

8,8

8,1

8,1

8,1

5,7

5,0

4,4

3,8

2,6

1,3

-1,8

Налог на прибыль

3,3

3,3

3,1

3,1

2,8

2,8

2,8

2,0

1,8

1,5

1,3

0,9

0,5

0,0

Чистая прибыль (убытки)

6

6,1

5,7

5,7

5,3

5,3

5,3

3,7

3

3

2

2

1

-2

Поток наличности

8,0

8,0

7,6

7,6

7,2

7,2

7,2

5,6

5,2

4,8

4,4

3,6

2,8

0,1

То же, нарастающим итогом

175,9

183,9

191,5

199,1

206,2

213,4

220,6

226,2

231,3

236,1

240,5

244,0

246,8

246,9

Дисконтный поток наличности, 10 %

2,1

1,9

1,6

1,5

1,3

1,2

1,1

0,8

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,0

Дисконтированный чистый доход (NPV)

90

92

94

95

97

98

99

100

100

101

101

102

102

102

Следует понимать, что установление на экспериментальном участке более высокой цены, чем в целом по “Надымгазпрому”, является перераспределением прибыли, получаемой ОАО “Газпром” на транспорте газа.

При разработке месторождения с закачкой азота дисконтированный чистый доход составит:

при цене газа 10 долл/1000 м3 - 26 млн. долл. США; при цене газа 15 и 10 (с 14-го года) долл/1000 м3 - 156 млн. долл. США;

при цене газа 15 долл/1000 м3 - 169 млн. долл. США; при цене газа 20 и 15 (с 14-го года) долл/1000 м3 - 295 млн. долл. США.

Возможности увеличения чистого дохода при изменении цены на газ, а также ставок платежей роялти и отмены налога на ВМСБ, показаны в табл. 6.29 и на рис. 6.80.

Распределение выручки от реализации газа по самому льготному налоговому варианту 1.5 (при цене газа 10 долл/1000 м3) со ставкой роялти 6 % в течение всего периода и при отмене налога на ВМСБ приводится на рис. 6.80, ,.

Динамика показателей разработки по варианту 1.5 приводится в табл. 6.40, 6.41. Месторождение имеет градообразующее значение. Следовательно, макроэкономическая (социальная) эффективность мероприятия очевидна в условиях сложившихся трудностей с занятостью населения в северных районах.

Ж/ I ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Т -1- РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ГЛАВА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 27. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ И ГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ

Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходит удерживание нефти в пористой среде капиллярными силами.

Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть - вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е., по сути дела, ее диспергированию.

Вследствие указанных причин нефть остается в пористой среде пластов, подвергаемых заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или местах пористой среды пластов, обойденных водой (рис. 111). Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти - в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта. Однако если применять в процессе разработки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти путем закачки в пласты одних только растворителей, то последние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что остав-

Рис. 111. Разрез пористой среды:

1 - зерна породы; 2 - остаточная нефть в тупиковой поре; 3 - пленочная нефть; 4 -вода


ляемое в пластах вещество должно быть доступным и дешевле нефти.

В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Однако это дорогостоящие вещества. Дешевле использовать воздух, воду и в определенных условиях природный газ и двуокись углерода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к возникновению совершенно иного процесса извлечения нефти из недр - внутрипластового горения.

В 50-х и начале 60-х гг. было предложено в качестве веществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из пластов, применять углеводородные растворители - сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и другие в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

Лабораторные опыты показали, что в процессе вытеснения нефти из пластов неограниченно смешивающимися с ней веществами - растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100 %. Если использовать о т о р о ч к и р а с т в о р и -т е л я , продвигаемые по пласту сухим газом, коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ - растворитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочки растворителя, фактически снижается коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и процесс вытеснения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Это происходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях. Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно, а в определенных физических условиях - до неограниченной смешиваемости. Оказалось, что с дальнейшим повышением пластового давления, опять-таки в определенных физических условиях, оторочка растворителя вообще становится излишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделившимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вытеснение нефти из пластов сухим газом в условиях полной смешиваемости его с углеводородами нефти получило название п р о -ц е с с а в ы те с н е н и я н е ф т и и з п л а с т о в г а з о м в ы с о -к о г о д а в л е н и я.

Если оторочка растворителя продвигается вследствие закачки в пласт воды, образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, в результате чего оторочка размазывается по обводненной области пласта. В этом случае в пласте существует и область смешения нефти и растворителя, и область несмешивающихся жидкостей.

Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя, как и в случае циклического нагнетания газа, обусловливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то поскольку вязкость нефти в основном более высокая, чем растворителя, на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следовательно, на образование оторочки необходимого размера будет оказывать существенное влияние различие вязкостей нефти и растворителя.

Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и растворителя, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.

Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения (V.17) только коэффициентом диффузии. Оно имеет следующий вид:

(VI.1)

где с - удельная концентрация растворителя в смеси нефть-растворитель; D - коэффициент диффузии; w = v/m (v - скорость фильтрации; m - пористость).

Под к оэ ф ф и ц и е н том д и ффу з и и D понимают комплексный коэффициент, учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.

Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэффициент диффузии можно представить в первом приближении в следующем виде:

D = De(1 + K^grad^);

(VI.2)


De = D0 + DK; DK = KwW.

Здесь цc - вязкость смеси двух жидкостей; D0 - коэффициент молекулярной диффузии; Dк - коэффициент конвективной диффузии однородной жидкости; Kw, K - экспериментальные коэффициенты, учитывающие соответственно конвективную диффузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.

При движении смешивающихся жидкостей в прямолинейном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т.е. растворителя, в нефти можно получить по уравнению (VI. 1). Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, используем приближенный метод интегральных соотношений. Решение задачи при этом имеет следующий вид:

ё    ё 3

c(l,t) = 0,25 2 - 3-^- + -2— ;

(VI.3)


Х(1) Х3(t)

ё = X - wt.

Здесь w = v/m (v - скорость фильтрации); 2Х - размер области смешения (рис. 112). Полудлину зоны смешения Х = Х(0 определяем при решении уравнения (VI. 1) методом интегральных соотношений.

Имеем следующие условия на границах зоны смешения. Пр и ё = -Х 0(-Х, t) = 1, при ё = Х 0(Х, t) = 0, в сечении пласта ё = = 0, перемещающемся со временем t, значение с(0, t) = 0,5.

Из решения (VI. 3) получаем

также, что при ё = ± Х



Введением переменных ё = x — — wt, т = t уравнение (VI. 1) приведем к виду


H; -X 5=0 Иг X


о


х


Рис. 112. Схема вытеснения нефти растворителем из прямолинейного пласта:

1 - растворитель; 2 - зона смешения; 3 - нефть


дС д (_ dc]

“ =    D Hj'

дт


Для упрощения решения рассматриваемой задачи предположим следующее. Будем считать, что в зоне смешения вязкость смеси растворителя и нефти линейно зависит от подвижной координаты i В сечении i = -X цс = ць т.е. цс равна вязкости растворителя, поскольку его концентрация в этом сечении составляет единицу, а при i = X цс = ц2 - вязкости вытесняемой жидкости, т.е. нефти. В пределах же области смешения, т.е. от

i = -X до i = = X, вязкость смеси цс зависит линейно от i (см. рис. 112, пунктирную линию):

Дц

дх    д| 2X

Подставляя (VI.5) в (VI.2), а затем (VI.2) в (VI.4), получаем уравнение разновязкостной конвективной диффузии в следующем виде:

дЦ c    дЦ c    Ljp

(VI.5)


- = - = -; Дц = Ц - Ц .

¦дС = — de

дт д?


(VI.6)


1 +


; в = К д ц / 2.


X& д?


Определяя производные Эс/Эт и Эс/Э? из (VI.3), подставляя их в (VI.6) и производя, согласно методу интегральных соотношений, интегрирование от 0 до X, получаем соотношение

_1!' dX d| = de r(i + в] iii

(VI.7)


о ^ l    X54dT    EJ0 $ X' 55

Из (VI.7) имеем

(VI.8)

Учитывая, что X = 0 при t = т = 0, из (VI.8) имеем следующее выражение для определения X = X(t):

— -iX + в 2ln

(VI.9)


2 в

Можно определить полную длину области смешения Л = 2X. Тогда из (VI.9)

: 4DEt.

= 8 D t.

2в    E


Если в формуле (VI. 10) задавать время t и определять длину области смешения Л, то эта формула примет вид трансцендентного уравнения. Можно, конечно, задаваться в и Л и, зная De, найти время t. В этом случае вычисления будут более простыми. Уравнение (VI.8) можно переписать следующим образом:

^ = 4D dt.

E


X + р

Можно получить два асимптотических решения этого уравнения. Первое из них соответствует случаю, когда X велико, т.е. X >>р. Тогда

XdX = 4DEdx; X = (8DE т)1/2.

Это решение справедливо при конвективной диффузии однородной жидкости в пористой среде и полностью совпадает с соответствующим решением при циклической закачке газа.

Второе асимптотическое решение, более важное для рассматриваемого процесса вытеснения нефти из пласта растворителем, получаем при малых X по сравнению с р. В этом последнем случае из (VI.8) имеем

X2dX/p = 4DEdx.    (VI.11)

Интегрируя (VI. 11), имеем

X = (12PDet)1/3.    (VI.12)

Или для полной длины зоны смешения при Л = 2X

Л = (96PDet)1/3.    (VI.13)

Определим величину р на основе лабораторных экспериментов П.И. Забродина, Н.Л. Раковского и М.Д. Розенберга по вытеснению нефти смешивающейся с ней жидкостью. В этих опытах при вытеснении углеводородной жидкости вязкостью ц2 = 8,48 •    10-3 Па-с смешивающейся с ней жидкостью-

растворителем, имеющим вязкость ц1 = 0,53 • 10-3 Па-с, со скоростью фильтрации v = 10-4 м/с при De = 10-7 м2/с образовалась область смешения длиной Л = 12 м, когда сечение пласта (^ = = 0, удельная концентрация растворителя с = 0,5) в модели переместилось на расстояние х = 50 м за время т = t,

t = mx/v.

Предположим, что в >> Л, и определим в по формуле (VI.13).

Имеем

12°

= 973 м.

в =


96 D t

E


96 • 10    •    1,    85    •    105

Поскольку Л = 12 м, то условие в >> Л выполняется и значение в, определенное по формуле (VI. 13), справедливо.

Было сказано, что с целью экономии растворителя необходимо его использовать в виде оторочки, а не закачивать непр е-рывно. Если эта оторочка перемещается по пласту под воздействием воды, растворитель в соответствии с механизмом фильтрации несмешивающихся жидкостей не полностью вытесняется из пласта. Распределение насыщенностей пористой среды водой, растворителем и его смесью с нефтью показано схематично на рис. 113.

Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его = 0,5) с нефтью переместилась за пределы пласта (см. рис. 113), т.е.расстояние х** = I + X, а фронт вытеснения растворителя водой дошел бы до конца пласта, т.е. чтобы соблюдалось условие х, = I. Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки, будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения. Из области смешения он будет извлечен из пласта вместе с нефтью, а из заводненной может быть частично извлечен вместе с водой. Однако определенная его часть будет оставлена в пласте, так как при вытеснении водой не смешивающейся с нею жидкости обводненность продукции в конце концов достигнет такого значения, что извлекать из пласта растворитель будет экономически нецелесообразно.

Рис. 113. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой растворителя, проталкиваемой водой:


1    - распределение водонасы-щенности в момент времени t;

2    -^концентрация растворите

ля 0( I, t); 3 - распределение водонасыщенности в момент времени t**; 4 - фиктивная концентрация растворителя в момент времени t**; 5 - фиктивная    область    смешения

растворителя и нефти

Рис. 115. Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом:

1 - пласт 1; 2 - добывающие скважины пласта 1; 3 - газонефтяной контакт; 4 -газонагнетательная скважина пласта 1; 5 - пласт 2; 6 - зона полного смешения обогащенного газа и нефти в пласте 2; 7 - газонагнетательная скважина пласта 2; 8 - добывающая скважина пласта 2; 9, 10 - водонефтяной контакт соответственно в пластах 1 и 2

Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости.

Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лабораторные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фазовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углеводородов.

Результаты указанных исследований и расчетов представляют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 114). Каждая точка на этой диаграмме внутри треугольника характеризует некоторую углеводородную смесь, состоящую из сухого газа Q, промежуточных углеводородов С25 и более тяжелых углеводородов от С6 и выше (С6). Точке A соответствует углеводородный состав, доля компонента Q в котором составляет a, доля компонентов С25-Ь и доля компонентов C6+-c. Эта диаграмма справедлива при постоянной температуре.

Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 115). В пласте 1 среднее пластовое давление равно р1, а в пласте 2 - р2, причем р2 > р1. Разработку этих пластов можно осуществлять с использованием закачки в них жирного газа, т.е. метана, обогащенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 114) характеризуется точкой А1. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой А2. Заштрихованная область, ограниченная линией пластового давления р1, соответствует области двухфазного состояния углеводородов в пласте 1, а область, ограниченная линией р2, - области двухфазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграммы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихованных областей, относится к области однофазного состояния углеводородов, т.е. области полной их смешиваемости.

Если в пласт 1 через нагнетательную скважину 4 закачивать жирный газ с составом А1, то из нефти состава А2 (см. рис. 114) через поверхность газонефтяного контакта 3 будут выделяться легкие углеводороды, растворяясь в газе. Состав газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта изменяется от точки А1 к А1!, АП1 ( см. рис. 114 по стрелке), т.е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насыщаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующийся последовательно точками А!2 и Ап2, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А111 соответствует составу газа, а точка Ап2 - составу нефти на газонефтяном контакте при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазового равновесия.

Однако в пласте 1 (см. рис. 115) полного смешивания газа с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении р 1 состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину наблюдаем в пласте 2 при давлении р 2. Прямая линия, соединяющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную область, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтяной контакт исчезнет (см. рис. 115, пунктирная линия). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагнетания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин - тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфазной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углеводородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значительного количества газа, т.е. к ситуации, аналогичной при циклической закачке газа.

Иногда нефтяники выделяют из группы физико-химических методов извлечений нефти методы, связанные с закачкой в нефтяные пласты углеводородных и неуглеводородных газов, называя эти методы “газовыми”. Однако такое название является не вполне оправданным, поскольку оно не отражает основной физико-химической сущности этих методов - достижения растворимости газов и нефти в пласте. Если же иметь в виду лишь механическое (“выталкивающее”) действие закачиваемых в пласт газов, то оно аналогично действию закачиваемой в пласт воды.

П р и м е р VI. 1. В прямолинейный пласт в элемент однорядной схемы расположения скважин (см. рис. 113) длиной I = 400 м и шириной b = 200 м закачивают с целью вытеснения из него нефти сначала растворитель нефти (в основном сжиженный пропан), а затем после создания его оторочки - воду, вытесняющую растворитель и проталкивающую оторочку. Расход жидкого растворителя и расход воды q = 300 м3/сут. Толщина пласта, охваченного процессом вытеснения нефти оторочкой растворителя, h = 10 м, пористость m = 0,25. Полная толщина пласта h0 = 15,4 м, так что коэффициент охвата пласта процессом п0 = 0,65. Вязкость нефти в пластовых условиях ц2 = 5 • 10-3 Па • с, вязкость жидкого растворителя ц1 = 0,53 • 10-3 Па • с. Вязкость воды цв = = 10-3 Па • с.

Вытеснение растворителя из пласта водой непоршневое. При этом формулы относительных проницаемостей имеют тот же вид, что и в примере IV. 1, т.е.

к, = |-— i при s„ < s < s1;

l s. - sc &

( s - s ] 1/2 к, = 0, 9|-— I    при s1 < s < s..

# s. - scB &

В рассматриваемом случае s^ = 0,05; s. = 0,85; s1 = 0,740.

Коэффициент конвективной диффузии

De = D0 + Kww; w = v/m.

Требуется определить объем оторочки растворителя, размер зоны смешения, время добычи нефти вместе с растворителем и объем извлекаемого растворителя из пласта в безводный период.

Приступая к расчетам, вычисляем вначале скорость фильтрации. Имеем

q    300    -6

V = — = -- = 1, 736 • 10 6 м/с.

bh 200 • 10 • 0, 864 • 105

Скорость движения области смешения -6

v 1,736 • 10 6    -6

w = — = - = 6, 944 • 10 м/с.

m    0, 25

Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом:

De = D0 + Kww = 10-9 + 0,1 • 6,944 • 10-6 = 6,954 • 10-7 м2/с.

Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя с = 0,5 дойдет до конца пласта I = 400 м,

t. = I /w = 400/6, 944 • 10-6 = 57, 6 • 106 = 667 сут.

Определим значение р. Имеем в = КЦЛц /2 = 2,45 • 105(5 - 0, 53)10-3/2 = 547,6 м.

Вначале определим размер зоны смешения в момент времени t = t., когда середина ее достигнет расстояния х = I. Из формулы (VI. 10) получим трансцендентное уравнение для определения Л в виде

2    2    Л    +    2R

Л2 -    4рЛ +    8р2 ln-L    =    32DEt..

Решая это уравнение путем последовательных приближений, получаем Л = = 131 м.

Однако необходимо определить время t = t.., за которое область смешения полностью вытеснится из пласта, а вода, проталкивающая оторочку растворителя, дойдет до конца пласта х = I. На рис. 113 показано также распределение насыщенностей пласта водой и растворителем в момент времени t = t... Пунктиром дана фиктивная оторочка растворителя, как бы вышедшая за пределы пласта.

Будем в качестве первого приближения считать, что в момент времени t = = t.. сечение фиктивной оторочки с концентрацией с = 0,5 пройдет расстояние I + Л/2, т.е. 400 + 66 = 466 м.

Из приведенного выше уравнения получим Л = 138 м.

Таким образом, уточненное значение Л/2 = 69 м.

469    6

t.. =-= 67, 54 • 106 с = 782 сут.

6, 944 • 10-6

Время, в течение которого из пласта будет добываться нефть вместе с растворителем,

t.. = 138/w = 138/6, 944 • 10-6 = 19, 85 • 106 с = 230 сут.

Определим объем растворителя в смеси с нефтью:

Для установления объема растворителя, оставшегося в обводненной части пласта, при подходе фронта воды xв к концу пласта построим на основе данных относительных проницаемостей функцию f(s) (рис. 116). В соответствии с теорией непоршневого вытеснения из пласта водой несмешивающихся с ней жидкостей и кривой зависимости (см. рис. 116) получим

f'(sB) = 1,409; f(sB) = 0,93; s, = 0,71.


Оставшийся в пласте объем растворителя Vор к началу добычи из пласта смеси воды и растворителя определим по формуле

bhml

f '(sСВ)


Vор = bhmlfl - sсв) -

= 0, 25 • 200 • 10 • 4001 0, 95 -

1


= 48,06 • 103 м.


1, 409

Таким образом, суммарный объем растворителя, который следует закачать в пласт, создавая оторочку,

Vp =    Vcp    +    Vор    = 32,78 •    103    + 48,06 •    103    = 80,84 •    103    м3.

Объем оторочки растворителя в долях порового объема пласта

^OL--80-84103__ 0,404.

Vp    0,25 200 10 400

Доля растворителя, оставляемого в пласте к началу извлечения его вместе с водой,

Vol = 48,06 103 _ 06

Vp 80,84 103    ’

Безусловно, в процессе добычи растворителя вместе с водой из пласта будет извлечено определенное дополнительное количество этого реагента.

§ 28. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

Помимо углеводородов известны и другие простые вещества, в определенных условиях достаточно хорошо смешивающиеся с нефтью. К ним можно отнести азот и двуокись углерода. У нефтяников имеется значительный опыт по

закачке в пласты двуокиси углерода с целью извлечения нефти, в то время как по использованию азота известны лишь отдельные эксперименты. Источники СО2 - природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т.е. при давлении 105 Па и температуре 273,2 K, - газ. На рис. 117 показана рТ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 K. Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 15002000 м с температурой 310-350 м при давлении 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, цу = 0,0137 • 10-3 Па • с, а плотность ру = = 1,98 кг/м3. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры - понижается.

На рис. 118 показана кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300-310 K происходит полное смешивание СО2 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов. Они могут выпасть в осадок.

Для достижения полной смешиваемости СО2 с углеводорода-

ру МПа

Рис. 117. рГ-диаграмма для С02


р,у,10~3Ш-ь

I_I_I_I___I

О    2    4    6    8    Р, МПа

Рис.    118.    Кривая    зависимости вязкости

двуокиси углерода    цу    от    давления    при

различных температурах:

1 - при Г = 303,2 К; 2 - при Г = 332,2 К

ми нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 K оно составляет около 30 МПа.

В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300-310 K в 1 м3 нефти может раствориться 250-300 м3 СО2, замеренной при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходна с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой или газом, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.

При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода следует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СО2 и углеводороды, т.е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.

Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс недостаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СО2 для извлечения углеводородов. Отношение этого объема СО2 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание СО2 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т.е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачива-

ют СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО2, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2.

Третья принципиальная разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении СО2 в воде, т.е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического “родства” нефти и СО2, чем воды и СО2, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис. 119, t показаны пленки тяжелой нефти, оста ю-щиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис. 119,    • видно, как пленки этой нефти

отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т.е. вытеснение нефти оторочкой СО2, п роталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пла-

я , ^    б    ,    *


Рис. 119. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды:

1, 4 - зерна породы;    2 -

обычная вода; 3    -    пленки

нефти; 5 - карбонизированная вода; 6 - отрывающиеся от зерен породы пленки нефти

стов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Заметим, что увеличению нефтеотдачи способствует также “разбухание” нефти при растворении в ней С02.

Рассмотрим расчетную модель процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода, которая может быть жидкой, газообразной или находиться в закритическом состоянии. Оторочка двуокиси углерода продвигается по пласту водой (рис. 120). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать не вытесняемыми водой. На границе x = x * происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения ё02 с нефтью длиной 2Х^ Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку С02 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Количество этого остатка зависит от компонентного состава нефти и, конечно, может быть различным у различных нефтей. Эта величина определяется экспериментальным путем. Следует отметить, что при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и ас-фальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. Размер области смешения

1 2    3    4    5    6    7    8    9

Рис. 120. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой:

1 - вода; 2 - тяжелый остаток; 3 - область смешения С02 и воды; 4 - распределение концентрации С02 в воде; 5 - оторочка С02; 6 - распределение концентрации С02 в нефти (без тяжелого остатка); 7 - область смешения С02 и нефти; 8 - нефть; 9 - связанная вода

нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии (VI.6), и расчет ее длины Л1 = 2Х1 производят по формуле (VI. 10).

Важнейшая цель расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, - определение необходимого размера оторочки.

Поэтому нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов - растворение в нефти - уже указан и рассмотрен. Второй фактор заключается в растворении СО2 в контактирующей с ней воде, т.е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО2. Как уже было сказано, СО2 растворяется не только в нефти, но и в воде. Вязкость двуокиси углерода, как видно из графика (см. рис. 118), при одних и тех же пластовых давлении и температуре меньше вязкости воды, равной около 10-3 Па-с. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО2 в более вязкую нефть в области смешения СО2 и нефти, на контакте вода - СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Однако конвективная диффузия СО2 в воду все же будет происходить. Поэтому примем, что на контакте вода - СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия по направлению против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе x = x,, (см. рис. 120) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовых давлении и температуре. На границе области смешения x = x„ - X2 удельная концентрация СО2 в воде c2 = 0.

При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем, аналогично тому, как это сделано в предыдущем параграфе, подвижную координату Ё1 = x - w1t, а для расчета области смешения воды и СО2 - подвижную координату Ё2 = x — w2t, где w1 - скорость движения координаты x,, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, а w2 - скорость движения координаты x = x^,.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде

Ё 2

где а2 - концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид

2 = De—2.    (VI.15)

Подставляя выражения (VI. 16) в (VI. 15) и интегрируя левую и правую части уравнения (VI.15) от Х2 до 0 по ^2, получаем

X 2 = (8 Det)1/2.    (VI.17)

Суммарный объем Уув двуокиси углерода, диффундировавшей в воду    к    моменту    времени t, определится    следующим    образом:

0    3    1/2

VyB =    bhmsa2 Jq(|2,T)d^2    =    -    bhma2sX2    =    1,0607bhmsa2(DEt)1/2.

-X 2    8

(VI.18)

где s - водонасыщенность в обводненной области пласта.

П р и м е р VI.2. Прямолинейный пласт длиной I = 500 м, шириной b = = 250 м, общей толщиной h0 = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом п2 = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти ц„ = 4 • 10-3 Па-с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях цу = 0,05 • 10 Па^с, насыщенность связанной водой sa = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщенность (насыщенность смолами и асфальтенами) ЗнКост = 0 и, следовательно, водона-сыщенность s = 0,9.

Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, q = 400 м3/сут.

Требуется определить объем оторочки углекислоты VDI исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = I середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода, Kw = 0,1 м; К = = 2,45 • 105 м/(Па • с).

Прежде всего определим скорость фильтрации в пласте. Имеем

q    400    6

v = — = - = 0,1333 м/сут = 1,543 • 10_6 м/с.

bh 250 • 15 • 0, 8

Истинную скорость в области смешивания нефти и СО2 определяем по формуле

= 7, 261 - 10 6 м/с.

1, 543 - 10 6


sCB)    0,25(1 - 0,1 - 0,05)


Отсюда время t, подхода сечения с концентрацией с = 0,5 к концу пласта определяется следующим образом:

t, = | /w = 500/7, 261 - 10-6 = 6, 886 - 107 с = 797 сут.

Параметр в = 2, 45 - 105 - 3, 95 - 10-3 /2 = 484 м.

Коэффициент конвективной диффузии

De = 10-3 + 0,1 - 7, 26 - 10-6 = 7, 271 - 10-7 м2/с.

По второй асимптотике, т.е. по формуле (VI. 13), имеем Л, = (96 - 484 - 7, 271 - 10-7 - 6, 886 - 107)1/3 = 132, 5 м.

При уточнении по полной формуле Л1 = 133 м.

Среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью определяем по формуле

Vcp = bhm(1 - sH ост - sCBM.j /2 = 0, 25 - 250 - 12 - 0, 85 - 133/2 = 42, 39 - 103 м3.

Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода,

Von = bhml = 0, 25 - 250 - 12 - 500 = 375 - 103 м3.

Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении Ё2 = 0 в воде будет растворяться 5 % СО2. Следовательно, а2 = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t,, определим по формуле (VI. 18). Имеем

VyB = 1, 0607 - 0, 25 - 250 - 12 - 0, 9 - 0, 05(7, 271 - 10-7 - 6, 886 - 107)1/2 = 253, 3 м3.

Всего на оторочку будет затрачен объем СО2

Vy = 42390 + 253, 3 = 42, 65 - 103 м3.

По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4 %.

§ 29. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом-вытеснителем, “исчезают” капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Но нельзя ли при обычном заводнении каким-либо образом снизить поверхностное натяжение на границе нефти с водой в пористой среде, улучшить смачиваемость водой поверхностей зерен породы с тем, чтобы пленки лучше отмывались от пород и под воздействием потока воды перемещались к добывающим скважинам?

Оказывается, такая возможность в принципе имеется. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхностное натяжение на контакте нефть - вода и сделать поверхность зерен горных пород-коллекторов более смачиваемой водой, т.е. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.

Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т.д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ - дело трудное.

Всем физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно-полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физикохимических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его подробно с количественной стороны прежде всего на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ остаются по существу такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.

Рис. 121. Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ:

1 - кн для нефти при вытеснении ее обычной водой; 2 - кн для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ;


3 - к, для обычной воды; 4 - к, для водного раствора ПАВ

Если использовать модель непоршневого вытеснения, то и уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются по существу такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. 0днако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются.    На    рис.    121 показаны кривые относительных проницаемостей    кв(ъ) и    кн(э), построенные по данным вытеснения

нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии). Как видно из этого рисунка, при использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с кривой проницаемости при вытеснении нефти обычной водой.

Так как количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается, соответствующая величина s*1s* (см. рис. 121).

0днако, чтобы построить математическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо помимо уравнений фильтрации нефти и воды использовать уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Получим это уравнение.

Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды, аналогичный элементу, показанному на рис. 108. В этот элемент через левую грань входит вместе с водой за время At количество ПАВ, равное v^hcAt (с - удельная концентрация ПАВ в воде). За это же время через правую грань элемента пласта выходит

количество ПАВ, равное v^hcAt - bh    AxAt.

dx

В воде, насыщающей элемент пласта, за время At происходит приращение ПАВ, равное bhm д(°С AxAt.

dt

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется

дА

количество ПАВ, равное bh — AxAt, где А - общее количество

дt

сорбировавшегося ПАВ.

На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим

bhv,cAt - $bhv,cAt - bh д(^с)' AxAt =

#    дх &    (VI.19)

.. д(sc)    дА

= bhm-AxAt + bh —.

дt    дt

Из (VI. 19) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

^ + m    + дА = 0.    (VI.20)

дх    дt    дt

Уравнение (VI.20) можно представить в развернутом виде следующим образом:

" дv,    дs %    дс    дс    дА

ci —-    +    m — i    + v, — +    ms — +    —    =    0.

# дх    дt &    дх    дt    дt

Учитывая,    что стоящее выше    в    скобках    выражение равно ну

лю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим

v, — + ms — + — = 0.    (VI.21)

дх    дt pt

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, как это показано в гл. IV, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

vf '(s) — + m — = 0.    (VI.22)

дх дt

Уравнение (VI.21) можно переписать в виде vf '(s) — + ms + — = 0.    (VI.23)

дх    дt    дt

Таким образом, можно считать, что уравнение (VI.22) служит для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (VI.23) - для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ в воде.

Такие зависимости называются и з о те р м а м и сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции - изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них

А = c/(a + bc),

(VI.24)


где а и b - коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.

Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал. Тогда

(VI.25)


А = с/а.

На рис. 122 показаны кривые зависимости А от с для указанных изотерм.

Подставив, например, (VI.25) в (VI.23), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде:

(VI.26)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасы-щенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАС с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (VI.22) и (VI.26).

Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае распределение водонасыщенности, нефтенасыщенности и концентрации ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рис. 123. Как будет показано ниже, ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область 0 < х < хсор, где хсор - координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или “фронта сорбции”. Область хсорхх* занята валом нефти, т.е. нефтью, дополнительно вытесненной из области 0 < х < хсор под действием ПАВ. Область же х* < х < хв занята нефтью и водой, не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ

закачивают в рассматриваемый пласт с начала его разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области 0 < х < хсор. На границе же

А1


Рис. 122. Кривые зависимости А от с дая изотерм:

О x = x, нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области 0 < х <хсор. Фронт сорбции с координатой хсор “движется” слева направо со скоростью w^ = dx^/dt. Для определения скорости w^ используем уравнение (VI.21).

При поршневом вытеснении нефти скорость ув в уравнении (VI.21) постоянна.

Решение уравнения (VI.21) в данном случае можно представить в виде

с = f1(D;    1    = х - wcopt    (VI.27)

Имеем

— = fi;    -    = - fWcop.    (VI.28)

э х    at

Подставим (VI.28) в (VI.21). В результате получим

:Q.    (VI.29)

fi'


Функция f i в общем случае не равна нулю. Тогда должно быть равно нулю выражение, стоящее в квадратных скобках (VI.29). Из него получим

w1

-сор =-1--(VI.30)

ms + 1/ a

Если ввести истинную скорость воды w,, = ув/ms в области

0 < x x^, то


(VI.31)

w,    ms + 1/ a

Из формулы (VI.31) следует, что при a-* », т.е. при отсутствии сорбции ПАВ на породе, w^ = w,,, как и следовало ожидать. В этом случае ПАВ фильтруется вместе с водой и фронт сорбции совпадает с фронтом вытеснения. Если же a = 0, т.е. на породе сорбируется бесконечное количество ПАВ, то w^ = 0, т.е. ПАВ не может продвигаться, оседая на породе у входа в пласт.

Согласно лабораторным экспериментальным данным, в 1 м3 породы пласта может сорбироваться 2-5 кг ПАВ. Если A = =К2 кг/м3, то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде 0 = 00 = 0,5 кг/м3 согласно изотерме 2 = 0,5/a. Отсюда    a = 0,25 м33.

Из формулы (VI.30), в данном случае при m = 0,2 и водонасыщенности в области 0 < х < хсор s = 0,65, имеем

w    1

CQP __1_= 0,242.

v,    0, 2 0, 65 + 1/0, 25

Если же вычислить отношение шсорв по формуле (VI.31), то получим

Wcop _    0> 2 ' 0 65    _    0    0315

W,    0, 2 0, 65 + 1 / 0, 25    ,    '

Следовательно, скорость фронта сорбции более чем в 30 р аз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде.

Рассмотрим более подробно изменение размеров характерных областей прямолинейного пласта при вытеснении нефти из него водным раствором ПАВ (см. рис. 123). В области 1 во-донасыщенность равна s1, в области 2 - s2, в области 3 - s3, а в области 4 s = s^.

Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, т.е. образование нефтяного вала, связано с перемещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2. Поэтому из баланса нефти дополнительно вытесненной из области 1 в область 2, согласно рис. 123 получим соотношение

( S1 - S3)xC0p = (S3 - s2)(x, - XC0p),

или

Рис. 123. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ:

1 - область 1 (от I = 0 до х = хсор); 2 - область 2 (|сорI I*); 3 - область 3 ( I * < I I в); 4 - область 4 ( I, < I < 1)

Для общего баланса воды в пласте, когда Хв < I и q = const, имеем выражение

(s3 - Sc,)(x, - X.) + (S2 - ScB)(x, - Xcop) +

qt    (VI33)

+ (S1 - Sc,)Xcop = — •

bhm

Из (VI.32) и (VI.33) получим

dx

bhm(S3 - ScB) —^ = q.    (VI.34)

dt

При постоянном расходе закачиваемой в пласт воды (q = = const) с помощью уравнения (VI.34) определим положение фронта Хв в любой момент времени, если ХвI. Положение фронта сорбции установим, как было сказано, по выражению (VI.31).

Чтобы найти положение границы нефтяного вала Х. = x,(t) и водонасыщенности s2 в области 2, следует учитывать относительные проницаемости для нефти и воды.

Из формулы (VI.32) получим соотношение скоростей w^ и w. = dx/dt:

w. =    Wcop.    (VI.35)

S3 - S2

Скорость фильтрации воды ув2 в области 2 выразим следующим образом:

Ув2 = v - m(sj - sCв)wCOр; v = q/(bh)    (VI.36)

Поскольку v = v^ + vE2(vn2 - скорость фильтрации нефти в области 2), с учетом обобщенного закона Дарси имеем

v v - m(S1 - s )w    k (S )N

vb2    1 cb cop    kB(S2)Hн    (VI 37)

v н2    m(S1 - s )w    kH(S2)^,

H2    1    cb    cop    H 2 B

где k„(s2), kn(s2) - относительные проницаемости соответственно для воды и нефти в области 2.

Определив s2 из соотношения (VI.37), если заданы sb s^, k2(s2) и kn(s2), и зная все необходимые величины, входящие в (VI.35), найдем w.. После интегрирования (VI.35) получим зависимость Х. = x.(t). Таким образом, все необходимые параметры, характеризующие процесс вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ, определены.

Рис. 124. Зависимости относительных проницаемостей для нефти и воды, а также для нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s:

1 - к для нефти при вытеснении ее водой; 2 - к для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ;


3 - к для воды; 4 - к3 для водного раствора ПАВ

П р и м е р VI.3. Пусть из того же прямолинейного пласта длиной l = 400 м, шириной b = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, h = 10 м вытесняется нефть водным раствором ПАВ. Вязкость нефти в пластовых условиях цн = = 4 • 10-3 Па-с, вязкость воды цв = 10-= 0,05. Параметр изотермы сорбции

3 Па-с, пористость пласта m = 0,2, s^ =

Генри a = 0,25 м33.

Относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщенности (рис. 124), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным, s* = 0,65; s** = 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды q = 500 м3/сут. Требуется опр еделить время t* подхода к концу пласта (x = l) передней границы нефтяного вала x*, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.

Положим s1 = s** = 0,7; s3 = s* = 0,65. Таким образом, конечная нефтеотдача при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении.

Определим скорость фильтрации воды v1 = v в области 1. Имеем

v = q/bh = 500/400 • 10 = 0,125 м/сут = 0,1447 • 105 м/с.

Отношение скорости фронта сорбции w к скорости фильтрации v установим по формуле (VI.30). Имеем

= 0, 242.

1


w


0, 20 • 0,70 +

v


0, 25

Отсюда wcop = 0,1447 • 10    •    0, 242 = 0, 35 • 10 м/с.

Для левой части соотношения (VI.37)

0,1447 • 10-5 - 0, 2 • 0,65 • 0, 35 • 10-6


v - m(s1 - sCB)wсор m(s1 - sсвКор

= 30, 8.


0, 2 • 0,65 • 0, 35 • 10-

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть (VI.37), получим

kB(s2Vн _ 4(s2 - 0, 05)

kH(s2Vв    °>65 - s2

Таким образом,

4(s2 - 0, 05)

-2- = 30, 8 .

0, 65 - s2

Отсюда s2 = 0,58. Следовательно,

s2    0,7 - 0, 58    -6    -6

— wcop =--0, 35 • 10 6 = 0, 6 • 10 6 м/с.

w


co!

0, 65 - 0, 58

Тогда

t. = 1/w. = 400/0,6 • 10 6 = 666,7 • 106 c = 7716 сут = 21,14 лет.

За это время в пласт будет закачано 3,86-106 м3 водного раствора ПАВ. При концентрации ПАВ в воде 0,5 кг на 1 м3 в пласт будет введено 1929 т ПАВ.

Следовательно, в соответствии с принятой схемой процесса вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая из пласта нефть станет поступать на поверхность через 21,14 лет после начала процесса.

Однако при закачке водных растворов ПАВ в пласт могут быть подключены в разработку ранее не охваченные разработкой пропласты, что может ускорить получение дополнительно извлеченной нефти.

§ 30. ПОЛИМЕРНОЕ И МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют полиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 106. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свернутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы “цепляются” за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород.

Фильтрация водного раствора полимеров происходит таким образом, что с увеличением градиента давления скорость его движения возрастает медленнее по сравнению со скоростью

Рис. 125. Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от grad p

фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтр ации которой нелинейно зависит от градиента давления, и притом с каждым приращением градиента давления она возрастает на все меньшую величину, называется д и л а та н т -н ой . На рис. 125 показана зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1) и для водного раствора полимера (кривая 2). Формулу закона фильтрации водного раствора ПАА можно представить в виде


v---  (| grad p |)n;    n <1,    (VI.38)

и ВП

где ивп - вязкость водного раствора полимера.

Также можно представить закон фильтрации полимера (VI.38) в виде

v---— grad p ,    (VI.39)

и ВП R

где R - фактор сопротивления.

Такое представление закона фильтрации водного раствора полимера возникло в связи со следующим обстоятельством. Если замерять вязкость водного раствора ПАА на вискозиметре, то она составит ивп. Если же прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления в такой среде возрастает более существенно, чем это следует из закона Дарси.

Поэтому и учитывают фактор сопротивления R. Из (VI.39) следует, что

R = R,(| grad p |)1-n,    (VI.40)

где R0 - значение | grad p | при n = 1.

Как уже было сказано, фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При этом кривая сорбции, если концентрация ПАА в воде значительная, не соответствует изотерме Генри, а при незначительных концентрациях полимера можно с определенным приближением пользоваться такой изотермой.

Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в воде: по гелю 1-5 %, по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08-0,4 %. Вследствие высокой сорбции ПАА доводят его концентрацию в воде до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера составила бы цвп. = 5-6 ^в(^в -вязкость обычной воды). В этом случае фактор сопротивления R изменяется в пределах 5-10.

Считается, водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости цв = =К( 10-30) • 10-3 Па • с.

В результате сорбции ПАА пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции, как и в случае вытеснения нефти водными растворами ПАВ. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА аналогична картине ее вытеснения ПАВ, показанной на рис. 123, хотя механизмы вытеснения в этих двух процессах совершенно различны.

Расчет вытеснения нефти водным раствором ПАА из прямолинейного пласта можно провести по методике, изложенной в предыдущем параграфе, используя соответствующие характеристики вытеснения, определенные экспериментально в лабораторных условиях.

Водный раствор ПАА можно применять также для регулирования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь тем, что этот раствор представляет собой дилатантную жидкость. Для этого закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропласт-ки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти водой из пропластков с более низкой проницаемостью.

Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА. Этот метод получил название м е т од а м и ц е л л я р н о - п о л и ме р н о г о з а в о д н е н и я. По такому методу при использовании сравнительно небольшого количества углеводорода - растворителя нефти, спирта, сульфонатов или иных ПАВ - на контакте нефть - комплексный раствор стремятся создать область полного смешивания нефти с таким раствором либо на нем резко (до 10-6 Н/м) снижают поверхностное натяжение. По мере удаления от непосредственного контакта нефть - комплексный раствор в сторону водонагнетательных скважин доля воды в растворе должна увеличиваться до тех пор, пока он не превратится в чистую воду. Таким образом, между нефтью и водой должна создаться область с низким поверхностным натяжением. При этом состав этого раствора изменяется от чистой воды до растворителя нефти.

При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химически связанные группы молекул - мицеллы. Такой раствор называется м и ц е л л я р н ы м .

Однако эффективная вязкость мицеллярного раствора оказывается большей, чем вязкость исходных веществ, его составляющих. Если вблизи линии нагнетания этот раствор переходит в воду, то получается, что последняя, как менее вязкая жидкость, должна вытеснять более вязкую жидкость - мицелляр-ный раствор. В таком случае коэффициент вытеснения раствора снизится. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Такое воздействие на пласт называется м и ц е л л я р н о -п ол и м е р н ы м з ав од н е н и е м .

Известны различные составы мицеллярных растворов. Например, используют растворы такого состава (в %): 1) сульфонаты - 6; поверхностно-активное вещество ОП-4 - 1,2; изопропиловый спирт - 1,2; керосин - 51,6; вода - 40; 2) сульфонат -8, ПАВ - 2, нефть или состав определенных жидких углеводородов - 30, вода - 60.

Следует заметить, что стабильность мицеллярных растворов, как и растворов полимеров, а следовательно, и их эффективность как вытесняющих нефть агентов сильно зависит от солености и состава пластовых вод в тех горизонтах, куда эти вещества закачиваются.

§ 31. ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Наиболее изучены и испытаны физико-химические методы разработки нефтяных месторождений с вытеснением нефти из пластов углеводородными растворителями, включая обогащенный углеводородный и природный газ при высоком давлении, а также двуокисью углерода.

Для вытеснения нефти используют газ, содержащий 65 % метана и 35 % этан-пропановых фракций, а также обогащенный газ (35 % метана и 65 % этан-пропановых фракций). Коэффициент конечной нефтеотдачи при вытеснении нефти составляет 60-70 % и более.

Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70 % и выше.

Необходимое условие достижения высокой нефтеотдачи заключается в обеспечении условий в пласте, близких к смешиваемости нефти и газа. Для этого нефть должна быть маловязкой, содержать незначительное количество смол и асфальтенов. Физико-геологические условия пласта должны быть такими, чтобы для вытеснения нефти можно было использовать природный или обогащенный газ при высоком пластовом давлении, по-видимому, не ниже 20 МПа.

Важное обстоятельство - наличие вблизи месторождения, в пласты которого предполагается нагнетать газ, ресурсов природного или обогащенного газа. В качестве таких ресурсов могут служить, главным образом, близлежащие газоконденсатные месторождения, а также нефтяные залежи, содержащие жирный нефтяной газ.

Опыт разработки нефтяных месторождений с использованием двуокиси углерода для вытеснения нефти показывает, что в этом случае при благоприятных условиях нефтеотдача пластов по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении увеличивается на 10-15 %. Наибольший эффект получают, если применяют оторочки СО2 в жидком, закритическом или даже в газообразном состоянии. Оторочки продвигаются по пласту под воздействием закачиваемой в него воды. Процесс вытеснения нефти СО2 следует применять преимущественно при разработке месторождений легких нефтей с незначительным содержанием тяжелых углеводородных компонентов, смол и асфальтенов, которые могут осаждаться в пористой среде при контакте нефти с двуокисью водорода и выделении из нее легких фракций.

Одной из основных проблем, возникших при использовании растворителей и газа при высоком давлении, является недопущение преждевременных прорывов газа в добывающие скважины и возрастания в несколько раз газовых факторов скважин. Сильные прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, вследствие чего в определенных условиях с возрастанием коэффициента вытеснения конечная нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей при заводнении может снизиться.

В целях преодоления трудностей, связанных с указанной проблемой, следует стремиться нагнетать обычный или обогащенный газ при высоких давлениях в повышенные части структур, а если возможно, в их купола. В этом случае гравитационное разделение нефти и газа будет несколько препятствовать прорывам последнего в добывающие скважины и снижению коэффициента охвата пласта процессом.

Проблема развития методов разработки нефтяных месторождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит также технико-экономический характер.

Она заключается в том, что при использовании указанных методов в пласт необходимо закачивать значительные количества ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетаемыми в пласт водой или газом. В начале развития методов извлечения нефти из пластов оторочками углеводородных растворителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять всего

0,05-0,10 порового объема пластов. Однако в дальнейшем, главным образом в связи с учетом повышенной литологической неоднородности и трещиноватости пластов, сформировалось мнение о том, что размер оторочек растворителя в пластах со сравнительно пологим залеганием должен составлять 0,2-0,25 порового объема пласта. Отсюда, если иметь в виду крупномасштабное применение процессов вытеснения нефти из пластов углеводородными растворителями, потребуется закачка в пласты и оставление в них на долгие годы (и, может быть, навсегда) огромных количеств ценных углеводородов. Возникают вопросы: откуда брать эти углеводороды? Собирать их на газоконденсатных месторождениях, разбросанных по всей стране, и сосредоточивать на нескольких нефтяных месторождениях? Или получать в результате переработки нефти, оставляя для народного хозяйства только тяжелые фракции? Это не может быть оправдано с экономической точки зрения. Однако в благоприятных условиях, закачивая, например, обогащенный газ, получаемый из недалеко расположенных газоконденсатных месторождений, в купольную часть нефтяного месторождения, можно эффективно осуществлять процесс вытеснения нефти углеводородными растворителями.

Одно из направлений, повышающих целесообразность вытеснения нефти из пластов обогащенным газом или обычным газом при высоком давлении, - совместная закачка воды и газа (водогазовых смесей) в пласты.

Главная проблема существующих физико-химических методов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании добавок к закачиваемой в пласты воде физико-химически активных примесей (ПАВ, полимеров и их смесей), заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, а возможно, и остаточной нефтью.

Как было показано, сорбция приводит к существенно более медленному распространению в пласте активного вещества, вытеснению значительной части нефти очищенной от добавок водой и к резкому снижению эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Сорбция может приводить также к разрушению оторочек смесей физико-химически активных веществ.

Однако, несмотря на многие отрицательные явления, физикохимические методы повышения нефтеотдачи необходимо продолжать изучать, находить новые, более эффективные композиции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.

Эффективность же таких методов, как вытеснение нефти газом при высоком давлении и двуокисью углерода, подтверждена фактическими результатами, полученными на реальных месторождениях. Однако при использовании этих методов возник ряд технологических трудностей, связанных с транспортом СО2 на значительные расстояния, коррозией оборудования, регенерацией СО2 из ее смеси с нефтью и нефтяными газами и др.

Необходимо отметить, что в последние годы наблюдается определенное развитие микробиологических методов воздействия на пласты. Однако, поскольку одним из основных продуктов жизнедеятельности бактерий является выработка ими СО2, механизм нефтеизвлечения при микробиологических методах будет во многом схожим с механизмом обычного воздействия на нефть и породы СО2.

Дальнейшие исследования в области физико-химических методов повышения нефтеотдачи и тщательный анализ опытнопромышленных работ помогут более точно определить эффективность этих методов.

Контрольные вопросы

1. Выведите соотношение, служащее для определения длины зоны смеси при вытеснении из пласта нефти смешивающимся с ней веществом.

2. В каких условиях возможно образование в пласте области полного смешивания нефти и газа? Расскажите об этом с помощью треугольной диаграммы Гиббса.

3. Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода.

4. Выведите формулу, доказывающую отставание фронта сорбции от фронта вытеснения при закачке в пласт водных растворов ПАВ или полимеров.

5. Объясните суть механизма и технологии мицеллярно-по-лимерного заводнения нефтяных пластов. С какой целью вслед за мицеллярным раствором в пласт закачивают водный раствор полимера?

6. Для чего используют оторочки растворителей, полимеров, мицеллярных растворов вместо их непрерывной закачки? Из каких соображений выбирают размер оторочек?

КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Основные фонды газовой промышленности составляют добывающие газовые, газоконденсатные и нагнетательные скважины.

Скважина — это горная выработка большой протяженности и незначительного диаметра, оборудованная обсадной колонной, цементным кольцом, оснащенная фонтанным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добычи газа, газоконденсата, попутной воды для воздействия на продуктивный пласт и управления разработкой газовмещающих геологических объектов.

Скважина — одно из сложных инженерных сооружений, работающих в тяжелых горно-геологических и постоянно изменяющихся термобарических условиях, а поэтому обеспечение работоспособности ее требует регулярного проведения ремонтно-профилактических мероприятий и капитального ремонта.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий — устранение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных отложений и продуктов коррозии, восстановление и повышение добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактических мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланированном технологическом режиме и межремонтного периода работы скважин.

Капитальный ремонт скважин — это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны, промывка ее растворителями, растворами ПАВ, укрепление слабосцементированных разрушающихся пород, это работы по интенсификации добычи газа путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и химической обработки, дополнительного вскрытия пласта для приобщения к разработке газонасыщенных горизонтов.

Большую группу вопросов в капитальном ремонте вызывают сложные по исполнению ремонтно-изоляционные работы

— одно из основных средств реализации проектов разработки месторождения по обеспечению оптимальных условий работы продуктивного пласта, достижения максимальной выработки (извлечения) запасов углеводородного сырья, решения задач по охране недр и окружающей среды. К ним относятся: изоляция пластовых и посторонних вод, отключение пластов и отдельных обводненных интервалов пласта, исправление негерметичности цементного кольца и исправление дефектов эксплуатационной колонны (восстановление ее целостности).

К капитальному ремонту также относятся зарезка и бурение второго ствола, ликвидация аварий с подземным оборудованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

6.1. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

По окончании строительства нефтяных и газовых скважин их устье оборудуют колонными головками и фонтанными арматурами с манифольдами. Колонные головки устанавливаются после спуска колонн и их цементирования с целью герметизации кольцевого пространства между ними.

Для газовых скважин предприятия Кубаньгазпром в зависимости от пластового давления, размеров и числа спущенных колонн в настоящее время применяют колонные головки и фонтанные арматуры, выпускаемые Воронежским механическим заводом: ОКК 1-210-140 х 245, ОКК 2-210168 х 245 х 324, АФ 6.6.6.-70.100.00.

Колонные головки ОКК унифицированы и выпускаются на давление 21, 35, 70 МПа по трем типам и четырем схемам. Шифры: ООК — оборудование обсадных колонн; ОКК — оборудование колонн клиновое; ГКК — головка колонная клиновая. Блоки типов ООК 1, ОКК 1 применяют для обвязки двух колонн (промежуточная + эксплуатационная); типов ООК 2 и ОКК 2 — для обвязки трех колонн (кондуктор + промежуточная колонна + эксплуатационная колонна); ООК 3 и ОКК 3 — для обвязки четырех колонн. В шифре указываются тип, схема, давление и диаметр обвязывае-

Рис. 6.1. Обвязка колонная однофланцевая

мых колонн. Например: ОКК 1-210-146 х 245, т.е. на давление 21 МПа для обвязки колонн 146 х 245 мм.

Расположение составных частей однофланцевой колонной обвязки изображено на рис. 6.1. Однофланцевая обвязка включает корпус 4, клиновый трубодержатель 7 и пакер 3 (резиновый элемент), состоящий из опорных (нижних) и нажимных (верхних) уплотнительных колец 5. На боковых отводах корпуса 4 устанавливают манифольд контроля давления

6, состоящий из задвижки, манометра и заглушки. На корпусе колонной головки имеется клапан 1 для нагнетания смазки при опрессовке пакеров. Однофланцевая колонная головка навинчивается на выступающий конец технической колонны и служит для обвязки эксплуатационной колонны, а также межколонного пространства.

Двухфланцевая колонная обвязка (рис. 6.2) включает нижний корпус 5, верхний корпус 9, клиновые трубодержатели 1 и пакеры 4, состоящие из опорных (нижних) и нажимных (верхних) уплотнительных колец 6. На боковых отводах нижнего и верхнего корпусов устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из задвижек, манометров и заглушек. Двухфланцевая колонная обвязка служит для обвязки трех колонн.

Рис. 6.2. Обвязка колонная двухфланцевая:

1 — клинья; 2, 7 — патрубок с задвижкой и манифольдом; 3 — прокладка (металлическое кольцо); 4 — пакер (резиновый элемент); 5    — корпус

колонной головки; 6 — кольцо пакера; 8 — клапан нагнетательный; 9 — верхний корпус; 10 — направляющая втулка; 11 — крестовик фонтанной арматуры

В корпусах колонных обвязок предусмотрена установка направляющих втулок, которые служат для предохранения верхних торцов обвязываемых колонн обсадных труб от повреждений при спуске в скважину долота или другого инструмента.

Колонная головка АФ 6.6.6. — 70.100.00 (рис. 6.3) характе

ризуется следующими данными:

Рис. 6.3. Колонная головка АФ 6.6.6.-70.100.00:

1 — корпус; 2 — пе реходник; 3 — вентиль игольчатый с манометром; 4 — подвеска клиновая; 5 — манжета; 6 — винт; 7 — пробка; 8 — задвижка; 9 — патрубок; 10 — техническая колонна; 11 — кондуктор

5    6    7    8

Колонная головка представляет собой нижнюю часть устьевого оборудования. В корпусе 1 установлена подвеска клиновая 4, предназначенная для подвешивания технической колонны и герметизации межтрубного пространства манжетой

5. В корпусе 1 имеются два резьбовых отверстия. К одному из них через переходник 2 присоединяется вентиль игольчатый 3 с манометром для измерения давления в межтрубном пространстве между кондуктором и технической колонной. К другому отверстию через патрубок 9 присоединяется задвижка 8 с пробкой 7., На колонную головку устанавливается катушка головки обсадной трубы (рис. 6.4), которая имеет следующие характеристики:

Катушка представляет собой промежуточную часть устьевого оборудования. В корпус 8 устанавливается подвеска клиновая 5 с манжетой 6 и винтом 7, предназначенными для подвешивания и первичного уплотнения эксплуатационной колонны. В нижнем фланце корпуса катушки 8 располагаются две манжеты вторичного уплотнения 13 технической колонны, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93), необходимого для достижения герметичности вторичного уплотнения. Отверстия закрываются пробкой 11. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное (воздухоотводное) отверстие, закрываемое пробкой 2. Заполнение пластификатором производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 2 и поднимается давление пластификатора при помощи пробки смазочной 12. Рекомендуется перед заполнением или в процессе заполнения пластификатор подогревать без применения открытого огня до температуры 30 — 50 °С. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, закрываемым пробкой 1. К одному из боковых фланцев корпуса катушки 8 присоединена задвижка 9 с заглушкой 10. К другому боковому фланцу корпуса катушки присоединен фланец ответный

3 вентиля игольчатого с манометром 4, предназначенным для контроля давления в межколонном пространстве. В боковых фланцах корпуса катушки 8 имеются резьбовые отверстия для установки обратного клапана (пробки) при смене задвижки под давлением.

Для освоения и пуска в эксплуатацию скважин на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуатации. Фонтанные арматуры выпускаются тройникового и крестового типов, в которых трубную головку выполняют для подвески одного или двух рядов НКТ. Если имеется два ряда труб, то между крестовиком и переходным фланцем дополнительно устанавливают тройник.

Шифр 1АФТ-50 х 350 означает следующее: схема 1, арматура фонтанная тройниковая, условный диаметр проходного сечения — 50 мм, максимальное рабочее давление —    350

кгс/см2 (35 МПа). Шифры 3АФК и 4АФК означают: схемы обвязки 3, 4; арматуры фонтанные крестовые.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочей является верхняя струна, а в крестовой фонтанной арматуре рабочей может быть любая струна.

В обвязке устья газовых скважин на предприятии "Ку-баньгазпром" получили распространение фонтанные арматуры с условным диаметром прохода 65 мм на давления 21 и 35 МПа, шифр фонтанной арматуры АФК3-65 х 21 (35) и АФ6-65 х 70.

Фонтанная арматура АФК3-65 х 21 (рис. 6.5) состоит из трубной головки и фонтанной головки (фонтанной елки), которые предназначены:

трубная головка — для подвески лифтовых труб и подачи рабочего агента в трубное, межтрубное (кольцевое) и затруб-ное пространство через боковые отводы тройника и крестовика головки;

фонтанная головка — для контроля и регулирования режима эксплуатации, направления струи по выкидам, а в отдельных случаях — для закрытия скважины.

Трубная головка состоит из крестовика 1, фланца переводного 4, боковых здвижек 2, буферного фланца 3 и фланца 10, клапана нагнетательного 11. На переводном фланце 4 нарезана резьба для подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, а также предусмотрено резьбовое отверстие, в котором может устанавливаться трубка для управления клапаном-отсекателем от станции управления. На выходных фланцах задвижек установлены фланцы 3 и 10. Фонтанная головка состоит из задвижек 6, двух дросселей 9, двух тройников 5, фланца буферного 8, вентиля манометра 7.

3 Z 1    11

Рис. 6.5. Фонтанная арматура АФК 65 х 21

Фонтанная арматура АФК3-65 х 21 укомплектована задвижками ЗМС 1-65 х 21. Задвижки ЗМС 1-65 х 21 шиберные с выдвижным шпинделем, фланцевые. Управление ручное. Применение различных рычагов недопустимо.

Регулирование режима работы скважины осуществляется с помощью дросселя нерегулируемого (рис. 6.6). Дроссель состоит из корпуса 3, корпуса насадки 5, в котором устанавливается сменная насадка, пробки 1 и уплотнительных колец 2 и 4. Замена корпуса насадки в сборе позволяет изменять сечение нерегулируемого дросселя. Для извлечения корпуса насадки необходимо отвернуть пробку 1, а затем специальным ключом вывернуть корпус насадки.

Рис. 6.6. Дроссель нерегулируемый

Вентиль 7 (см. рис. 6.5) предназначен для отключения полости под манометром от полостей фонтанной арматуры, находящихся под давлением среды, и резкого снижения в ней давления с целью последующего снятия неисправного манометра. Чтобы заменить манометр, необходимо закрыть вентиль, открыть разрядную пробку и тем самым сбросить давление под манометром.

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 предназначена для регулирования работы нефтяных и газовых скважин с содержанием в рабочей среде до 1,4 % С02. Рабочее давление 70 МПа.

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 состоит из головки трубной и елки фонтанной.

Головка трубная устанавливается на катушку головки обсадной трубы (рис. 6.7). Головка трубная представляет собой верхнюю часть устьевого оборудования. В нижнем фланце корпуса 1 располагаются две манжеты вторичного уплотнения

2 эксплуатационной колонны, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93 или 139 — 378 ТУ 602-1-643 — 90), необходимого для достижения герметичности

1    2    Пластификатор

Рис. 6.7. Головка трубная фонтанной арматуры АФ 6.6.6.-70:

I — корпус; 2 — манжета вторичного уплотнения; 3, 13, 14 — пробка; 4 — задвижка; 5, 12 — заглушка; 6, 8 — кольцо уплотнительное; 7 — винт нажимной; 9 — подвеска НКТ; 10 — вентиль игольчатый с манометром;

II    — фланец инструментальный; 15 — пробка смазочная

вторичного уплотнения. Отверстие закрывается пробкой 14. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное отверстие, закрываемое пробкой 3. Заполнение пластификатором производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 3 и поднимается давление пластификатора при помощи смазочной пробки 15. Рекомендуется пластификатор подогревать до 50 °С паром. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, заглушенным пробкой 13. К одному боковому фланцу корпуса 1 с помощью шпилек и гаек присоединяются две задвижки 4 с заглушкой 5. К другому боковому фланцу присоединяются две задвижки, между которыми устанавливается фланец инструментальный 11, предназначенный для контроля температуры, давления с помощью вентиля игольчатого с манометром 10, а также для подачи ингибиторов коррозии при технологических операциях. К крайней задвижке присоединена заглушка 12. В верхней части корпуса 1 располагается подвеска

НКТ 9 с кольцом уплотнительным 6 первичного уплотнения подвески НКТ. В верхнем фланце корпуса 1 расположены винты нажимные 7, предназначенные для предотвращения выброса подвески НКТ и дополнительного обжатия кольца уплотнительного 6. На концах подвески НКТ 9 нарезана резьба коническая для подвески колонны НКТ и для соединения с буровой штангой.

Установка подвески НКТ производится следующим образом:

очистить и промыть растворителем посадочные места в трубной головке;

установить на подвеску НКТ кольцо уплотнительное, кольцо опорное и навернуть подвеску на резьбовую часть верхнего звена колонны НКТ (момент затяжки 1 + 1,5 кН-м);

допускается установить пробку, необходимую для испытаний на герметичность елки фонтанной после ее монтажа;

подсоединить линию управления нижним отсекателем при его наличии;

при установке подвески НКТ принимать меры по защите от повреждений уплотнительных поверхностей под кольцо и манжеты вторичного уплотнения самой подвески;

убедиться в том, что запорные (нажимные) винты полностью утоплены в корпусе головки, посадочные места под подвеску очищены и промыты, осторожно опустить подвеску НКТ в трубную головку;

зафиксировать подвеску НКТ винтами нажимными, затягивая их крест-накрест поочередно с постепенным увеличением момента до упора и еще на один оборот от упора; затянуть сальники винтов нажимных; проверить правильность посадки подвески НКТ.

На головку трубную устанавливается елка фонтанная (рис.

6.8), нижняя часть которой представляет собой переходник головки НКТ 1, где располагаются две манжеты вторичного уплотнения 2 подвески НКТ, два отверстия для подачи пластификатора (паста СУ-1 ТУ 6-02-1-783 — 93), необходимого для достижения герметичности вторичного уплотнения подвески НКТ. Отверстия закрываются пробкой 15. Напротив каждого отверстия для подачи пластификатора располагается дренажное отверстие, закрываемое пробкой 4. Заполнение пластификатора производится до появления его в дренажном отверстии, после чего дренажное отверстие глушится пробкой 4, а при помощи смазочной пробки 14 поднимается давление пластификатора. Для контроля герметичности уплотнения имеется канал с входным отверстием, закрываемым пробкой 16. 72

На стволовой задвижке 5 установлена крестовина 6, предназначенная для установки струнных задвижек 7 и буферной задвижки 12. Струны (боковые отводы елки) выполнены симметрично и включают в себя фланец инструментальный 9, предназначенный для контроля температуры, давления с помощью игольчатого вентиля 10 и манометра, а также для подачи ингибиторов коррозии при технологических операциях, штуцер угловой 13, предназначенный для дросселирования потока рабочей среды, на выходном фланце которого установлена заглушка 8. На буферной задвижке 12 установлен колпак 11, предназначенный для установки шлюзового устройства при проведении работ в скважине. На колпаке установлен вентиль игольчатый с манометром 10 для контроля давления в скважине.

J 2    1

Рис. 6.8. Елка фонтанной арматуры АФ 6.6.6-70:

1 — переходник головки НКТ; 2    —    манжета    вторичного уплотнения

подвески НКТ; 3, 4, 15, 16 — пробки; 5, 7, 12 — задвижки; 6 — крестовина; 8 — заглушка; 9 — фланец инструментальный; 10 — вентиль игольчатый с манометром; 11 — колпак (буфер); 13 — штуцер угловой; 14 — пробка смазочная

Рис. 6.9. Фланцевое соединение скважины с фонтанной арматурой Хюбнер Вамаг

Фонтанная арматура АФ 6.6.6.-70 оснащена шиберными задвижками 29/16" (65,086 мм); рр = 70 МПа. Все фланцевые соединения осуществляются шпильками.

Фонтанная арматура фирмы “Hubner Vamag”

Фонтанная арматура фирмы Хюбнер Вамаг (Австрия) (рис.

6.9) имеет следующие технические параметры:

Рабочее давление................................................................................................................................................................................70 МПа

Рабочая температура................................................................................................................................................................105+125 °С

Температура окружающей среды................................................................................................................—20+ + 40 °С

Содержание агрессивных веществ в газе, % об.............................. С02 2,5+6

Предусмотренный дебит газа составляет 400 000+700 000 м3/сут. Соответственно этому:

Условный диаметр трубы................................................................................................................................................80 мм

Диаметр боковых отводов..........................................................................................................................................65 мм

"Елка" фонтанной арматуры................................................................. Крестооб

разная

Фонтанная арматура предназначена для эксплуатации газовых скважин и состоит из следующих основных частей: фланцевого соединения; фонтанной арматуры; системы управления (схема электрических соединений).

Крестообразная "елка" фонтанной арматуры состоит из следующих элементов: подвески подъемной трубы; четырех задвижек с ручным управлением; трех задвижек с пневматическим приводом и маховичком для аварийного случая; двух угловых регулировочных штуцеров (дросселей) с выходными патрубками; колпака фонтанной арматуры с манометром.

Принцип работы "елки" арматуры основан на возможности изменения дебита скважины при помощи дросселя.

В фонтанной арматуре фирмы Хюбнер Вамаг установка подъемных труб производится следующим образом.

1. На верхний конец последней трубы вместо муфты наворачивается подвеска типа HHS, в среднюю часть которой вворачивается обратный клапан.

2.    На подвеску HHS наворачивается фланцевая катушка типа HS.

3. В верхней части подвески HHS (рис. 6.10), имеющей резьбу, вворачивается подъемный патрубок, и собранное соединение на мостках скважины поднимается.

4.    После подъема над скважиной собранного соединения на нижний конец его надевается уплотнение типа HTS, после чего последняя подъемная труба соединяется с муфтой предыдущей трубы.

Рис. 6.10. Фланцевая катушка HS с подвеской:

1 — подвеска типа HHS; 2 — кольцо; 3 — уплотнительное кольцо; 4 — сегментная шпонка; 5 — зажимное кольцо; 6 — установочная гайка

Рис. 6.11. Фланцевая катушка TS с уплотнением типа HTS:

1 — нижняя часть подвески HTS; 2 — уплотнение; 3 — верхняя часть подвески HTS; 4 — зажимный шпиндель; 5 — резьбовое соединение сальника; 6 — сальниковая набивка

зом кольцевое пространство оказывается уплотненным сверху. Проверку герметичности уплотнения HTS можно произвести путем закачки жидкости через боковые отводы катушки TS.

7.    После установки уплотнения типа HT следует спустить последнюю трубу и соединить фланец катушки TS с фланцем катушки HS.

8. На верхнюю часть катушки HS устанавливается фонтанная елка, снимается обратный клапан в подвеске HHS с помощью приспособления для замены задвижек под давлением и производится распакеровка пакера комплекса подземного оборудования скважины.

9.    Если подвеска типа HHS после длительного использования прилипает к бобине или если резьбовое соединение подъемной трубы разъединяется при демонтаже подъемной трубы в месте крупной резьбы "АКМЕ", то имеется возможность после удаления фиксирующих винтов отвинтить нижнюю установочную гайку с левой резьбой и навинтить инструмент. При помощи этого инструмента прилипшую подвеску можно вывинтить из бобины путем вращения влево.

Фонтанная арматура фирмы Камерон

Конструкция фонтанной арматуры фирмы Камерон объединяет в один блок отдельные узлы арматуры — задвижки, штуцеры, тройники и др. (рис. 6.12).

Фонтанная арматура имеет следующую техническую характеристику:

Условный диаметр трубы, дюйм (мм)............................................31/8 (79,375)

Диаметр боковых отводов, дюйм (мм)......................................21/16 (52,387)

Елка фонтанная................................................................ Крестообразная, с отво

дами под углом 90°

Его применяют для обвязки обсадных труб: 143/4 (374,65 мм), 113/4 (298,45 мм), 956/8 (244,47 мм), 51/2 (139,7 мм) и НКТ 31/2 (89,9 мм).

Фирма Камерон изготавливает прямоточные задвижки типа F с ручным управлением (где запорные поверхности контактируют как "металл по упругому элементу") и задвижки с однопластинчатым шибером и плашками типа F (модели C, LC и др.).

Упругие элементы выполнены из тефлона и устанавливаются на седлах. Корпуса задвижек литые, со сварными фланцами и днищем. По конструкции задвижки фирмы Камерон

Рис. 6.12. Фонтанная арматура фирмы Камерон

мало отличаются друг от друга: крышки корпусов закрепляются болтами, в них размещены однороликовый подшипник, сальниковое уплотнение и пружина. В самом корпусе размещается шибер. Для подачи смазки предусмотрен штуцер с обратным клапаном. Плашки уплотнительными поверхностями прижимаются к упругому элементу.

Фирма выпускает также задвижки типа F с пневматическим и гидравлическим приводами. Пневмопривод (гидропривод) прикреплен непосредственно к задвижке: для пневмопривода используют воздух (газ), поступающий через специальные редукторы для воздушной среды. Электрический сигнал с пульта управления попадает на соленоидный клапан пневмопривода, и газ под давлением направляется в полость цилиндра после срабатывания клапана. В зависимости от того, на какой из двух соленоидных клапанов пневмопривода поступил электрический сигнал, газ направляется в нижнюю или верхнюю полость пневмоцилиндра и задвижки открываются или закрываются. Для питания пневмопривода используют инертный газ, в основном азот. На таком же принципе работают задвижки с гидравлическим приводом.

Оборудование устья скважин фирмы Ингрэм Кактус (США)

Фирма Ингрэм Кактус производит несколько базовых комплектов оборудования устья скважин, состоящих из головок обсадных колонн, фланцевых катушек, подвесок и пакеров. Наиболее распространена конструкция, разработанная на базе муфты типа С-22.

Фирмой предоставляется широкий выбор как дополнительных шлипсовых подвесок для обсадных труб и пакеров, так и втулкообразных подвесок (рис. 6.13).

1.    Подвеска обсадной колонны типа С-21-Р (рис. 6.14). Затвор с ручным приводом делает шлипсовую подвеску этого типа наиболее удобной для донной подвески обсадной колонны или в тех случаях, когда вес обсадных труб недостаточен для автоматической активации уплотнения подвески.

2. Вторичное уплотнение типа R-2 (рис. 6.15) с встроенным направляющим устройством (кондуктором) или без него. Уплотнение компрессионного типа может иметь отверстия для нагнетания пластика для поддержания герметичности, а также встроенное направляющее устройство, если этого требует диаметр обсадных труб.

3.    Подвеска обсадной колонны типа С-22 (рис. 6.16). Автоматическая шлипсовая подвеска, использующая вес обсадных труб для активации кольцевого уплотнения.

4.    Подвески для НКТ.

Для удовлетворения самых разнообразных требований и условий производства работ фирмой предлагается широкий ассортимент гладких и втулкообразных подвесок для НКТ.

Рис. 6.13. Оборудование устья скважины фирмы Ингрэм Кактус:

1    — подвеска об

садных труб типа С-21-Р; 2, 4 — вторичное уплотнение R-2; 3 — подвеска обсадных труб С-22; 5 — охватывающая подвеска типа С; б — соединение НТ

На рис. 6.16 изображена шлипсовая подвеска типа С-22, гравитационная (активируемая весом трубной колонны). Она является охватывающей подвеской, рассчитанной на нагрузку, составляющую 50 % от предела текучести материала обсадных труб. Используется при обычной эксплуатации скважины и совместима с муфтами С-22 и С-26 производства Ингрэм Кактус. Шлипсовая подвеска типа С-22 сконструирована в виде цельного предварительно собранного узла, простого в установке и эксплуатации. Конусный захват обеспечивает надежный захват трубы, препятствует соскальзыванию секции вниз и предотвращает сдавливание обсадной колонны, а на-

Рис. 6.14. Шлипсовая подвеска обсадной колонны типа С-21-Р:

1 — уплотнительное устройство; 2 — запорное устройство; 3 — стопорный болт; 4 — направляющее кольцо; 5 — конусный захват

правляющее кольцо обеспечивает соосность в процессе установки и эксплуатации. Уплотнитель автоматически активируется под действием веса обсадной колонны. Высокопрочные защелка и петля обеспечивают надежное прочное и стабильное закрепление подвесной конструкции. Механизм шарниров обеспечивает возможность "разворота” половинок захвата при установке. Для предупреждения случайного раскрытия замка в процессе эксплуатации применяется стопорный болт. Данный замок совместим с муфтами С-22 и С-26 производства Ингрэм Кактус.

Рис. 6.15. Вторичное уплотнение типа R-2:

1    — верхняя сжи

мающая пластина; 2 — нижняя сжимающая пластина; 3    — эла-

стомерное уплотнение;

4    — кольца для предотвращения выдавливания уплотнения;

5    — упорное кольцо

Рис. 6.16. Шлипсовая подвеска типа С-22:

1 — конусный захват; 2 — стопорный болт; 3 — уплотнительное устройство; 4 — направляющее кольцо; 5, 6 — механизм шарниров захвата

Рис. 6.17. Шлипсовая подвеска типа С-26:

1 — конусный захват; 2 — направляющее кольцо; 3 — стопорный болт; 4 — двойные шлипсы распределения нагрузки; 5 — запорное устройство; 6 — уплотнительное устройство

Шлипсовая подвеска типа С-26 (рис. 6.17) является также охватывающей подвеской, но рассчитана на нагрузку, составляющую 100 % от предела текучести материала обсадных труб. Она используется при эксплуатации, связанной с высоким давлением и сверхтяжелыми обсадными колоннами. Здесь вес обсадной колонны распределяется между двумя рядами шлипсов для обеспечения более надежной подвески.

Шлипсовая подвеска обсадной колонны типа С-21-Р (см. рис. 6.14) активируется вручную. Она также является охватывающей и рассчитана на нагрузку, составляющую 50 % от предела текучести материала обсадных труб. Она используется для донной подвески обсадной колонны или в условиях, когда вес колонны недостаточен для активации автоматических подвесок типа С-22 и С-26. Здесь уплотнения расположены над шлипсами, разделяя нагрузки от веса колонны и испытательного давления на фланцы.

Втулкообразная подвеска обсадной колонны

Втулкообразные подвески компании Ингрэм Кактус разрабатывались на основе гибкого подхода к созданию широкого ассортимента простых подвесных головок. Насадки трех типов, которые могут быть использованы для соединения с головками разных типов, создают подвески обсадных труб 9-ти различных типов. Три стандартные насадки в комбинации с различными конструкциями оголовника обеспечивают широкие возможности конструирования подвесок разных типов с использованием уплотнений различных типов (рис. 6.18).

Насадка S (рис. 6.18, а). Здесь два уплотнения типа S со-

а    5    6

Рис. 6.18. Насадки уплотнения типов S (a), D (•), Т (,):

1 — уплотнение; 2 — тело; 3 — металлическое конусное уплотнение

Рис. 6.19. Конструкции оголовников № 1 (а), № 2 (•), № 3 (в):

1 — уплотнение; 2 — желобок; 3 — тело; 4 — верхнее уплотнительное кольцо; 5 — нижнее уплотнительное кольцо; 6 — стопорное кольцо; 7 — кольцо; 8 — металлическое уплотнение (кольцо)

1 2

Рис. 6.20. Вторичное уплотнение типа D

здают первичное уплотнение между катушкой и подвеской для обеспечения уплотнения фланцевого соединения. Причем для обеспечения уплотнения фланцевого соединения не требуется нагнетание пластика. Для обеспечения восстановления уплотнения фланцевого соединения предусматриваются два отверстия для нагнетания пластика.

Конструкция оголовника № 1 (рис. 6.19, а) используется для цементирования при удержании обсадной колонны в муфте. Уплотнитель устанавливается после цементирования и легко заменяется. Активируется вручную с помощью стопорных винтов.

Насадка D (рис. 6.18, б). Используются погруженные в катушку уплотнения типа D, в которые нагнетается пластик для поддержания эффективного уплотнения фланцевого соединения.

Конструкция оголовника № 2 (рис. 6.19, б) используется для достижения максимальной несущей способности. Заменяемое уплотнение устанавливается сверху оголовника. Активируется вручную с помощью стопорных винтов.

Насадка Т (рис. 6.18, б). Здесь используется металлический конус, обеспечивающий уплотнение фланцевого соединения металл-металл.

Конструкция оголовника № 3 (рис. 6.19, б) обеспечивает надежное уплотнение затрубного пространства при экстремальных условиях эксплуатации. Кольцевое уплотнение металл-металл. Активируется механически с помощью стопорных винтов.

Вторичные уплотнения типа R-2

Вторичное уплотнение типа R-2 собирается из шести составных частей и устанавливается на дне переходной муфты катушки обсадной колонны или НКТ. Это самоактивирующее-ся уплотнение, допускающее нагнетание пластикового наполнителя. Уплотнение выпускается как стандартных размеров, соответствующих стандартам АНИ для обсадных колонн, так и для нестандартных обсадных колонн и предназначено для обеспечения надежной работы при давлениях до 70 МПа. Установка соответствующих узлов уплотнения допускает применение одной и той же катушки с обсадными колоннами различных диаметров.

Вторичное уплотнение типа D (рис. 6.20) является эласто-мерным уплотнением 2 с двумя металлическими кольцами 1

Рис. 6.21. Муфта и переходной патрон для НКТ типа НТ с охватывающей подвеской типа С

Рис. 6.22. Детали сборной конструкции типа НТ:

а — подвесочная гайка и переходной патрон типа НТ; б — соединение НТ; в — охватывающая подвеска типа С; 1    —    соединение сальникового

уплотнения; 2, 5 — трапецеидальная резьба; 3 — лифт фонтанной арматуры; 4 — обратный клапан; 6 — подъемные трубы

Рис. 6.23. Задвижка модели 2-5:

1 — роликовый упорный подшипник; 2 — проходное сечение потока

Рис. 6.24. Задвижка модели 315:

1 — обратный упор; 2 — специальное отверстие в корпусе для определения рабочего состояния задвижки; 3 — проходное сечение потока

для предотвращения выдавливания. Это уплотнение устанавливается в пазу, выточенном непосредственно в катушке или фланце, активируется путем нагнетания пластика. Оно выпускается размерами от 114,3 мм (4,5 дюйма) до 507,99 мм (20 дюймов) и обеспечивает надежную работу при давлениях до 1 05 МПа.

Рис. 6.25. Задвижка модели 105Н:

1    —    об ратный    упор,

обеспечивающий    макси

мальную безопасность в процессе работы;    2    —

удлиненная стойка с ребрами охлаждения;    3    —

специальное отверстие для точного определения рабочего состояния задвижки; 4    — проходное сечение

потока


Муфта и переходной патрон для НКТ типа НТ с охватывающей подвеской типа С состоит из муфты типа НТ стандартной охватывающей подвески типа С (рис. 6.21). Муфта типа НТ поставляется с подготовленной резьбой для установки обратного клапана.

Переходной патрон типа НТ поставляется в широком диапазоне размеров верхнего и нижнего соединений. Стандартная конфигурация включает в себя фланцевое нижнее соединение и шпилечное верхнее (рис. 6.22).

Оборудование устья скважин фирмы Ингрэм Кактус комплектуется задвижками моделей 205, 315 и 105 Н. Задвижка модели 205 (рис. 6.23) сконструирована на базе неподнимаю-щегося шпинделя с клиновой задвижкой. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность в эксплуатации при работе под давлением от 14 до 350 МПа. Полное проходное сечение потока позволяет максимально увеличить срок службы, а расширяющийся клиновой шибер обеспечивает механическое уплотнение седел при наличии или отсутствии давления.

Задвижка модели 315 (рис. 6.24) сконструирована на базе плоского шибера. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность при работе под давлением от 14 до 105 МПа. Обратный упор шпинделя с уплотнением "металл —металл" предусматривает максимальную безопасность при наличии утечки через сальник шпинделя, позволяет заменять уплотняющий сальник в рабочем режиме.

Задвижка модели 105 Н (рис. 6.25) сконструирована на базе плоского шибера и поднимающегося шпинделя. В конструкции предусмотрены безопасность и надежность при работе в паронагнетательных скважинах с температурой до 343 °С и давлением от 14 до 35 МПа. Удлиненная стойка крышки с ребрами охлаждения обеспечивает охлаждение узла сальника, увеличивая срок его службы, и позволяет использовать широкий ассортимент уплотняющих материалов. Уплотнение сальника заменяется без отключения задвижки.

6.2. ГЛУШЕНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Для глушения газовых скважин используют жидкости с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Согласно правилам минимальное превышение гидростатического давления столба промывочной жидкости относительно глубины кровли пласта с учетом глубины скважины и аномальности пластового давления приведены в табл. 6.1.

К указанному в табл. 6.1 значению репрессии добавляется величина произведения АКан, где А — коэффициент, учиты-

Т а б л и ц а 6.1

Превышение гидростатического давления над пластовым

Глубина скважины (интервал), м

Минимальное превышение гидростатического давления раствора над пластовым, МПа (кгс/см3)

Для нефтеводонасыщенных пластов

Для газоносных, газоконденсатных пластов, а также пластов в неизученных интервалах разведочных скважин

< 1000

1 (10)

1,5 (15)

1001+2500

1,5 (15)

2 (20)

2501+4500

2 (20)

2,25 (22,5)

> 4501

2,5 (25)

2,7 (27)

вающий колебания гидростатического давления при спускоподъемных операциях; Кан — коэффициент аномальности пластового давления (проектного или фактического) по отношению к гидростатическому давлению при плотности воды 1 г/см3.

При диаметре ствола скважины d < 215,9 мм А = 5; при d > 215,9 мм А = 3.

Коэффициенты А и Кан учитываются при глубинах, превышающих 1000 м.

Зная пластовое давление и глубину залегания кровли газонапорного горизонта, определяют необходимую плотность жидкости глушения по формуле

Ржг =    ;    (6.1)

дНпл

где ржг — плотность жидкости глушения, кг/м3; К — коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной; рпл — пластовое давление, МПа; Нпк — глубина залегания продуктивного пласта, м.

Например, глубина кровли продуктивного пласта составляет 960 м. Пластовое давление 9,5 МПа. Определить необходимую плотность жидкости для глушения скважины.

Принимая К = 1,15, согласно правилам безопасности по формуле (6.1) будем иметь

ржг = 1,15 9,5 10 = 1160 кг/м3.

9,81 • 960

Жидкость для глушения должна обладать определенными физико-химическими свойствами, соответствующими конкретным условиям: быть химически инертной к породе, коллектору;

исключать необратимую кольматацию пор и трещин продуктивного пласта;

не оказывать коррозионного воздействия на металл скважинного оборудования и промысловых коммуникаций;

обладать стабильностью в конкретных термобарических условиях в течение времени, необходимого для выполнения предусмотренных работ.

Кроме того, все жидкости должны быть взрывопожаробезопасными и нетоксичными, высокотехнологичными в приготовлении и использовании.

При глушении скважины в затрубное пространство при расчетной производительности агрегатов закачивается жидкость глушения. При этом для создания заданной репрессии на пласт создается противодавление на устье с помощью регулируемого штуцера, установленного на линии трубного пространства. При закачке жидкости глушения в затрубное пространство забойное давление должно поддерживаться постоянным, но превышающим пластовое давление на заданную величину. По мере закачки жидкости глушения давление в трубах перед штуцером должно поддерживаться постоянным. Давление в затрубном пространстве при этом будет снижаться.

Как только жидкость глушения начнет заходить в трубы, необходимо контролировать процесс глушения по давлению в затрубном пространстве, которое должно поддерживаться постоянным, равным гидравлическим сопротивлениям. Для этого будет необходимо приоткрывать штуцер. После выхода жидкости на поверхность штуцер должен быть полностью открыт и дальнейшую прокачку следует вести при установившемся давлении в затрубном пространстве, вплоть до вымы-ва разгазированного бурового раствора.

6.3. РАСЧЕТ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Перед глушением скважины делается расчет, для которого требуются исходные данные:

1)    глубина залегания газоносного пласта;

2)    пластовое давление;

3) конструкция обсадной колонны (диаметр труб и толщина стенок по секциям);

4)    допустимое внутреннее давление;

5) конструкция колонны НКТ (диаметры труб, толщины стенок и общая длина колонны);

6)    плотность надпакерной жидкости;

7)    плотность жидкости глушения.

Рассчитав объем межтрубного (кольцевого) пространства в скважине, внутренний объем НКТ и общий объем жидкости в скважине, рассчитывают гидростатические давления от высоты столбов и плотностей этих жидкостей по формуле

Ргс = Lp -10-2,    (6.2)

где ргс — гидростатическое давление, МПа; L — высота столба жидкости, м; p — плотность жидкости, г/см3.

На основании всех исходных данных рассчитываются в гидродинамических условиях при данной производительности (Q, л/с) насосных агрегатов величины забойного давления (рза6) и его составляющих, включая величину противодавления, создаваемого регулируемым штуцером (ршт), значение репрессии на пласт (рр), давление на насосном агрегате (рнас) в каждый момент при прокачке определенного объема жидкости

(М).

Для расчета гидравлических сопротивлений при прокачке жидкости через скважину (рскв = рЖт + ркп) и штуцер (pm) в процессе глушения скважин, а также при плавном запуске и освоении скажин используют следующие зависимости:

2gfnrra шт

где рнкт, ркпи Ршт — гидравлические сопротивления в НКТ, кольцевом пространстве, штуцере при прокачке жидкости (при данной производительности насоса); 8,26 — переводной коэффициент размерности; X — коэффициент трения, X = 0,02+0,03; px — плотность жидкости, г/см3; L^ — длина колонны НКТ, м; dm — внутренний диаметр колонны НКТ, см; q — производительность насосного агрегата, л/с; Km — опытно-промысловый коэффициент, Kra = 2+2,3; L^, — длина скважины, м; Двн — внутренний диаметр обсадной ко-

Сводная таблица расчетных гидродинамических и других данных для процесса глушения скважины

0,

л/с

V,

м3

zv;,

м3

±Др,

МПа

Составляющие давления на агрегатах, МПа

р за^ МПа

рпл,

МПа

рнас,

ру),

МПа

Составляющие забойного давления, МПа

рскв

ргс

ршт

ргс

рнкт

ршт

где 0 жидк

— п ости;

ЮИЭВ( ^ —

) дител сумм

^ я

° 1 к &

_ 3 s

ь агре й объ

гатов

ем пр

V; — окачки

юрци

±Др

онный

= рзаб

объем

рпл-

проь

сачки

лонны, см; dH — наружный диаметр НКТ, см; g — ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; /шт — площадь сечения штуцера, см2; ашт — коэффициент при прокачке жидкости через штуцер, ашт = 0,85+0,9.

Значения забойных давлений в гидродинамических условиях при прокачке через затрубное (кольцевое) пространство определяются из уравнения

рнкт, ркп — гидравлические сопротивления в колонне НКТ и кольцевом пространстве (затрубном), МПа; ршт — гидравлические сопротивления (противодавление), создаваемые штуцером согласно расчетным данным, МПа.

Значения меняющихся давлений на насосном агрегате (рнас) в гидродинамических условиях определяются из уравнения

рнас = рскв + рш^    (6-9)

где рскв — гидравлические сопротивления при прокачке жидкости через скважину, МПа (рскв = рнкт + ркп).

Полученные на основании расчетов данные сводятся в таблицу, форма которой представлена в табл. 6.2.

6.4. ТЕХНОЛОГИЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ТРЕХФАЗНЫМИ ПЕНАМИ

Анализ промысловых данных по глушению газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях, находящихся на заключительной стадии разработки, показывает, что основной причиной снижения проницаемости продуктивного пласта является поглощение значительного объема рабочей жидкости из-за низкого пластового давления и наличия высокопроницаемых, сильнодренированных коллекторов. В этих условиях широкое применение для глушения скважин находят устойчивые трехфазные пены. Применение трехфазных пен предполагает снижение или полное устранение репрессии на продуктивный пласт путем регулирования плотности пены и ее структурно-механических свойств, обусловливающих уменьшение интенсивности поглощения или полное его прекращение. В результате предотвращения поглощения пены продуктивным пластом достигается сохранение его естественной проницаемости.

Пена представляет собой дисперсную систему, состоящую из ячеек пузырьков газа, разделенных пленками жидкости. Газ рассматривается как дисперсная фаза, а жидкость — как непрерывная дисперсионная среда. Разделяющие пузырьки газа жидкие пленки образуют в совокупности пленочный каркас, являющийся основой пены. Для получения пены в системе жидкость — газ обязательно присутствие поверхностноактивных веществ (ПАВ).

По составу пены разделяются на дБухфазные и трехфазные. Двухфазные пены состоят из жидкости, газа и ПАВ. Трехфазные пены кроме жидкости, газа и ПАВ имеют в своем составе твердые частицы — глину. Обычно трехфазные пены применяются для глушения скважин, а двухфазные для освоения.

Пенная система имеет следующие свойства: пенообразующая способность растворов ПАВ — объем пены, который образуется из определенного объема пенообразующей жидкости при соблюдении заданных условий в течение данного времени;

кратность пены К — отношение объема пены к объему пенообразующей жидкости на ее образование;

устойчивость, или стабильность, пены — время существования ("жизни") элемента пены (отдельного пузырька, пленки) или определенного ее объема;

плотность пены — изменяется в широких пределах и зависит от плотности пенообразующей жидкости, степени аэрации (а0) и условий, в которых она определяется (давление, температура).

Практика проведения работ по глушению и освоению скважин с применением трех- и двухфазных пен показывает, что после прекращения закачки пены в скважину происходит ее перелив как из трубного, так и межтрубного пространства, в результате чего забойное давление может быть снижено на 50 % по сравнению с давлением, которое наблюдалось при циркуляции. Причинами перелива пены из скважины после прекращения циркуляции являются:

упругое расширение пены в результате снижения давления на величину гидравлических потерь на трение;

температурное расширение пены в результате прогрева до температуры окружающих скважину горных пород.

Для предотвращения перелива пены из скважины технология ее глушения должна предусматривать закачку определенного количества глинистого раствора как в межтрубное, так и в трубное пространство.

На рис. 6.26 показана схема глушения скважины трехфазной пеной. В остановленную скважину через межтрубное или трубное пространство закачивается объем пены, достаточный для создания давления, равного (0,5+0,7) рпл (рис. 6.26, а). После закачки пены скважина закрывается на время т, достаточное для ее прогрева. При этом давление на устье скважины поддерживается постоянным (р6 = const), а давление на забое в результате структурообразования и других факторов снизится до значения (рис. 6.26, б):

4H6( т)    (Rim

Рзаб = Рб + Рг.п -—— ,    (6Л0)

D- d

где р6 — давление на головке скважины (буфер); р гп — гидростатическое давление столба пены высотой Н; 0 (т) — статическое напряжение сдвига пены к моменту времени т; D, d — внутренний диаметр эксплуатационной колонны и наружный диаметр НКТ.

К этому времени газ может частично поступить в ствол скважины и оттеснить пену из призабойной зоны. Через промежуток времени т как в трубное, так и в межтрубное пространство закачиваются объемы бурового раствора, необходимые для создания нужного давления.

Суммарное гидростатическое давление столбов пены ргп и бурового раствора р гр (при полностью разрушенной структуре) должно превышать пластовое рпл в 1,2 раза, т.е. (рис. 6.26, в)

ргп + ргр =    1,2 рпл.

В силу того, что не все давление, создаваемое столбом бурового раствора, передается на забой и что произойдет "зависание" бурового раствора и пены, фактическое давление (рис. 6.26, г):

Рис. 6.26. Схема глушения скважины трехфазной пеной:

I — газ; II — п р о-дуктивный пласт; III — трехфазная пена; IV — глинистый раствор; V


VI -

газоконденсат; двухфазная пена

4 Н10п(т'1)    4 н20р(т')

Рзаб = Ргп + Ргр----р  < Рпл .    (6Л1)

D - d    D    -    d

Несмотря на то, что к моменту времени т j рза6 < рпл, движения пены и бурового раствора не произойдет, так как после разрушения структуры пены и раствора рза6 будет равно

1 ,2 рпл.

После проведения необходимых ремонтных работ и спуска НКТ производится освоение скважины двухфазной пеной. Перед освоением в межтрубное пространство закачивается газоконденсат. Закачка конденсата преследует следующую цель. Если в процессе глушения и проведения ремонтных работ пена практически не контактирует с пластом, то в процессе освоения картина меняется.

Забойное давление в момент восстановления циркуляции (рис. 6.26, d):

4Н101(т)    4H20 р(т)

Рзаб = Ргп + Ргр-- ---"Г > Рпл,

d    d

т.е. создаются условия для контактирования пены с продуктивным пластом. Несмотря на то, что время этого контакта незначительное, пена все-таки может проникнуть в пласт на незначительное расстояние. Для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины производится закачка газоконденсата (рис. 6.26, е).

Для того чтобы предотвратить проникновение пены в продуктивный пласт, суммарное давление столба пены ргп и давления на устье скважины р6 должно равняться пластовому давлению рпл:

рзаб = ргп + р6 = рпл.    (6.12)

Исходя из закупоривающих, реологических и других свойств трехфазной пены и промысловых исследований, рекомендуется следующая последовательность проведения работ при глушении скважин трехфазной пеной [34].

На глушение скважины составляется план, в котором указываются цель работы, краткие геолого-технические данные

о скважине, необходимые материалы и техника, технология проведения работ и мероприятия по технике безопасности и безаварийному ведению работ.

Приготавливается пенообразующая жидкость, на 1 м3 которой необходимо 100+125 кг бентонитовой глины и 10+15 л 30+40 %-ного водного раствора сульфонола. Объем глинистого раствора должен быть в 1,5 раза больше необходимого для приготовления пены и жидкости для ее придавки. Приготовленный глинистый раствор (без сульфонола) оставляется на сутки для более полной диспергации глины. Через сутки глинистый раствор перемешивается цементировочным агрегатом и к нему добавляется расчетное количество сульфонола, после чего раствор вновь перемешивается по закрытому циклу в течение 1 + 1,5 ч.

Рассчитываются необходимые технологические параметры для проведения операции. Определяется объем пенообразующей жидкости, необходимый для приготовления пены из расчета, чтобы ее столб в условиях скважины создавал давление, составляющее 0,5+0,7 от пластового по формуле

пж

р пж

(6.13)

где Упж — необходимый объем пенообразующей жидкости, м3; рпл — пластовое давление, МПа; рпж — плотность пенообразующей жидкости, кг/м3; Узум — объем зумпфа, м3.

Определяется объем глинистого раствора, необходимого для закачки в трубное и межтрубное пространство с целью предотвращения перелива пены: для трубного

V    _ 10(0,5 + 0,7)Рпл q ;

(6.14)


V    тр _    q1;

рпж

для затрубного

(6.15)

рпж

где q1 — объем 1 м НКТ, м3; q2 — объем 1 м межтрубного пространства, м3.

Определяется необходимая степень аэрации а0 пены (рис. 6.27, 6.28). Определяется время, необходимое для прогрева пены, практически оно составляет 8+10 ч. Рассчитывается режим работы агрегатов при приготовлении пены и закачки ее в скважину.

Приготовление пены и закачка ее в скважину осуществляются с помощью газоконденсатного эжектора. Степень аэрации пены в зависимости от давления и плотности показана на рис. 6.29.

Глушение осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора. Для регистрации технологических параметров используется станция СКЦ-2М.

Рис. 6.27. Зависимость степени аэрации а0 пены от пластового давления Рпл:

1 - степень аэрации при давлении Р - ар - 2; 2 - ар -1,5

Перед глушением производится обвязка оборудования между собой и со скважиной; соединительные линии опрес-совываются давлением, в полтора раза превышающим ожидаемое рабочее; в межтрубном и трубном пространствах устанавливаются манометры. Скважина отключается от коллектора.

Рис. 6.28. Зависимость степени аэрации а0 пены от давления p на выходе в эжектор:

1 - диаметр сопла 4,5 мм; 2 - диаметр сопла 5,6 мм


С целью удаления жидкости (воды, газоконденсата), скопившейся на забое, перед глушением скважину промывают двухфазной пеной. Для этого через скважину прокачивают 3+5 м3 пенообразующей жидкости (0,7+1 %-ный раствор сульфонола), превратив ее в пену плотностью 100+300 кг/м3 (при давлении закачки). Агрегат ЦА-320 работает при минимально возможных оборотах с одновременной работой компрессора.

Производится глушение    скважины. При открытой

задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачивается пенообразующая жидкость в объеме, равном Упж при давлении рзатр. Одновременно с агрегатом работает компрессор. При повышении давления в межтрубном (трубном) пространстве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до значения (0,3+0,5)рпл. После закачки пены закрывают скважину на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15+20 мин фиксируется давление на трубном и межтрубном пространстве.

Давление в межтрубном поддерживается постоянным, равным (0,3+0,5)рпл. В случае его повышения оно периодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, производится снижение давления на трубном (межтрубном) пространстве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены.

В трубное (межтрубное) пространство закачивается глинистый раствор в объеме, определяемом из выражений (6.14) и

(6.15). Одновременно производится выпуск газа в атмосферу из межтрубного (трубного) пространства.

Скважина оставляется на 2+4 ч в закрытом состоянии, после чего сбрасываются газовые "шапки" из трубного и затрубного пространств.

Производится демонтаж фонтанной арматуры. Осуществляется подъем НКТ и производятся ремонтные работы согласно плану. По окончании ремонта производится спуск НКТ и устье скважины оборудуется фонтанной арматурой.

Осуществляется освоение скважины двухфазной пеной. Приготавливается пенообразующая жидкость (на 1 м3 пенообразующей жидкости в воде растворяется 7+10 кг сульфонола). В трубное (межтрубное) пространство закачивается 5+6 м3 газоконденсата для разрушения пены, попавшей в пласт, и пены в стволе скважины.

Эжектор обвязывается со скважиной, СКЦ-2М, цементировочным агрегатом и компрессором.

Осуществляется замена жидкости, находящейся в скважине, на двухфазную пену. После резкого снижения давления закачки двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении в трубное (межтрубное) пространство, расход пенообразующей жидкости снижается до минимально возможного. При снижении давления закачки двухфазной пены менее 5 МПа закачку пенообразующей жидкости прекращают. Вытеснение двухфазной пены из скважины осуществляется компрессором.

Отрабатывают скважину на факел.

Производится исследование скважины и ввод ее в эксплуатацию.

Технология глушения скважин трехфазными пенами нашла промышленное внедрение на месторождениях Краснодарского края при осуществлении капитального и профилактического ремонтов скважин. Все скважины, которые глушились пенами, практически сразу после освоения вводились в эксплуатацию с дебитами не ниже доремонтных.

6.5. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

Перед установкой цементного моста подбирают тампонаж -ный материал и рецептуру его приготовления. Состав тампо-нажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура, давление гидроразрыва пласта, высота столба моста). Поэтому рекомендуют следующий выбор тампонажных материалов:

1. Облегченные цементы для получения растворов плотностью 1400+1600 кг/м3 на базе тампонажного цемента для "холодных" и "горячих" скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90+140 °С — ШПЦС-120 и для температур 160+250 °С — ШПЦС-200.

2.    Утяжеленные цементы для получения растворов плотностью не менее 2150 кг/м3 на базе тампонажного цемента для "холодных" и "горячих" скважин, а также на основе шлакопесчаной смеси для температур 90+140 °С — УШЦ-120; для температур 160+250 °С — УшЦ-200.

Состав смеси в частях

Содержание сухих веществ в 1 м

3 смеси (в т) при

плотности тампонажного

раствора, кг/м3

Цемент

Шлак

Глина

1420

1440

1460

1480

1500

1520

1540

1560

1580

1600

1700

1

1,17

3

1

0,575

0,595

0,620

0,648

0,675

0,703

0,729

0,755

0,785

0,810

0,192

0,198

0,207

0,216

0,225

0,234

0,243

0,252

0,262

0,270

6

1

0,650

0,673

0,701

0,730

0,765

0,795

0,829

0,858

0,884

0,915

0,108

0,112

0,117

0,122

0,127

0,132

0,138

0,143

0,148

0,153

1

1,170

3

1

0,589

0,612

0,635

0,662

0,692

0,721

0,750

0,775

0,802

0,831

0,196

0,204

0,211

0,221

0,231

0,240

0,250

0,258

0,267

0,277

6

1

0,668

0,693

0,719

0,751

0,785

0,812

0,850

0,879

0,910

0,941

0,111

0,116

0,120

0,125

0,131

0,136

0,141

0,146

0,151

0.156

П р о до лж е н и е т а б л . 6.3

Состав смеси в частях

Содержание сухих веществ в 1 м3 смеси

(в т) при

плотности тампонажного

раствора, кг/м3

Цемент

Шлак

Глина

1720

1740

1760

1780