Аналитика



Анализ влияния ориентации трещин на динамику обводнения скважин после гидроразрыва

Глава 7

АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОРИЕНТАЦИИ ТРЕЩИН НА ДИНАМИКУ ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА

В настоящее время в России на месторождениях с заводнением добывается более 90 % всей нефти [65]. В низкопроницаемых коллекторах приконтурное и внутриконтурное заводнение нередко сочетается с широкомасштабным применением гидравлического разрыва пласта, являющегося одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин. Наибольший эффект достигается при проектировании ГРП как элемента системы разработки, когда выбор скважин для проведения гидроразрыва осуществляется с учетом всей пластовой системы, взаимного расположения скважин, взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин [21, 29, 44, 72, 77]. Опыт применения ГРП показывает, что в некоторых случаях сразу после проведения операции наблюдаются как резкий рост, так и падение обводненности [11, 22, 69]. Рост обводненности, как правило, связывают с ускоренным прорывом воды по трещине от нагнетательных скважин или с разрывом экрана, отделяющего продуктивный пласт от водонасыщенного пласта. Снижение обводненности обычно объясняют вовлечением в разработку зон и пропластков, не дренированных ранее, сообщаемость которых со скважиной обеспечивается вертикальной трещиной гидроразрыва.

Оценка эффективности и влияния ГРП на динамику обводнения скважин связана с анализом сложных фильтрационных процессов многофазной фильтрации в окрестности скважины и трещины [46, 51, 72]. Перераспределение потоков в латеральном направлении из-за появления в пласте высокопроводящей трещины обусловливает изменение обводненности продукции скважины за счет ускоренного продвижения флюидов по трещине. В зависимости от положения трещины относительно текущей границы раздела нефти и воды обводненность добываемой продукции после ГРП может резко возрасти или снизиться. В общем случае требуются расчеты на базе специальных численных гидродинамических моделей. Однако качественные оценки могут быть выполнены на основе достаточно наглядной аналитической модели.

7.1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПРОДВИЖЕНИЯ ГРАНИЦЫ РАЗДЕЛА ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ К СКВАЖИНЕ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА

Анализируется поведение языка обводнения в окрестности добывающей скважины после проведения гидроразрыва, появления в пласте высокопроводящей трещины и установления стационарного распределения давления. Предполагается, что вытеснение носит поршневой характер, суммарная подвижность смеси в области, занятой водой, и в области чистой нефти постоянна, средняя доля воды в зоне смеси - F. Начальное положение границы раздела нефти и прорвавшейся в скважину воды непосредственно перед проведением ГРП известно, Г0 : y = y0X). Движение границы раздела Г :y = y(x,t) описывается уравнением в частных производных [23, 24]

-фхУх + фу = 0.    (7.1)

Здесь x, у - координаты, t - время, ф - потенциал течения, ф -пористость, h - толщина пласта. Уравнение (7.1) относится к гиперболическому типу и может быть решено методом характеристик [62], которые в данном случае являются линиями тока рассматриваемого течения: dx = фх    dy = фу

dt    фй ' dt    фй

Уравнения характеристик в комплексной форме имеют вид

dZ    Ф2    , ,

- =--;    v(z) = const    (7.2)

dt    фй

где Z = x + iy - комплексная переменная; у - функция тока; Ф = ф + iy - комплексный потенциал течения. В случае идеальной трещины, расположенной вдоль оси х с центром в начале координат, имеющей полудлину 1, распределение потенциала имеет вид

+ ф w-    (7.3)

l V l2


V    J

Здесь ф„ - значение потенциала на контуре трещины, определяемое забойным давлением, Q - дебит жидкости после ГРП. Для интегрирования уравнения (7.2) с учетом (7.3) перейдем к новой переменной ф, определяемой вдоль линии тока:

Z = lch[2лф~фw + W -    (74)

Тогда начальное условие для уравнения (7.2) будет задаваться значениями потенциала (7.3) на границе раздела нефти и воды ф0 = ф(х,у0 (х)). В результате интегрирования получим

' (ф~фw A shT 4Л ф0 -фw

Q

4 л (ф - фо)    4лу    2Qt

cos

Q    Q    лфй1

Моменты f подхода различных точек границы раздела нефти и воды к трещине вдоль соответствующих линий тока определяются из этого уравнения при ф = ф:

(фо -фw)N| 4л фо -фw)cos4W= 2Qt*

Q J    Q    Q    лфй1

Зная положение границы раздела относительно трещины в произвольные моменты времени, можно вычислить долю воды в добываемой продукции и динамику обводненности.

Пусть к моменту проведения гидроразрыва язык обводнения сформировался в результате прорыва воды к одиночной скважине с дебитом О0 от прямолинейной границы, расположенной на расстоянии R0 от скважины параллельно оси х. Предположим, что угол у вершины языка обводнения перед ГРП составляет 2а0, соответственно обводненность продукции скважины равна a0Fln (рис. 7.1). Уравнение границы раздела нефти и воды в момент прорыва может быть получено в результате интегрирования уравнения (7.1) для потенциала точечного стока Ф = = -^^lnZ + C с

учетом начального положения границы раздела [23]:

Z0 = R0tJsin2 Р - cos-2 а0е^ ,    0 < Р < л.    (7.6)

В частности, если гидроразрыв производится сразу после подхода фронта воды к скважине и а0 = 0, то уравнение (7.6) прини-

R0 i мает вид Z0 = —— е .

tgP

Если направление трещины перпендикулярно первоначальной границе раздела нефти и воды, т.е. граница параллельна оси у, то к моменту достижения обводненности а0 положение границы раздела задается уравнением

Z0 = R0-\j cos 2 Р - cos 2 а 0е^ ,    -"2<Р<"2 .    (77)

При а0 = 0 имеем Z0 = Л^Ре"13.

Основным фактором, определяющим обводненность непосредственно после ГРП, является направление трещины.

I    X

Рис. 7.1. Положение границы раздела в различные моменты времени (трещина ГРП параллельна первоначальной границе)

i

R,



Так, если трещина проходит вне языка обводнения, то обводненность сразу после ГРП резко падает, поскольку в трещину начинает поступать нефть из зоны, ранее не охваченной вытеснением, потом по мере заводнения пласта доля воды в добываемой продукции постепенно возрастает. И наоборот, если одно из крыльев трещины оказывается внутри языка обводнения, то доля воды в добываемой продукции после ГРП сразу возрастает от a0F/n до F/2, затем некоторое время снижается по мере того, как вода, находящаяся вблизи скважины, поступает в трещину и замещается нефтью, после чего наблюдается постепенный рост обводненности, связанный с продвижением фронта воды вдоль трещины к скважине.

Для количественных оценок необходимо подставить соответствующее начальное условие (7.6) или (7.7) в уравнение (7.5) с учетом соотношения (7.4).

Наибольший интерес представляют две крайние ситуации, когда ось трещины параллельна первоначальной границе раздела нефти и воды либо ортогональна этой границе.

1. Если ось трещины параллельна первоначальной границе раздела, то уравнение границы к моменту проведения ГРП задается выражением (7.6). Связь между значениями потенциала ф0 и функции тока у вдоль этой границы определяется в результате подстановки (7.6) в (7.4):

4я(фо -Фw ) Q

n2^_I tg-2iW


(7.9)


+ tg2 ao I- 1.


C = 2 sin


----— I ty -

Q i ( Q


Момент t* подхода соответствующих точек границы раздела нефти и воды к трещине вычисляется по формуле (7.5) с учетом


(7.8), (7.9); обводненность добываемой продукции ю при этом составит

(7.10)

Поскольку сразу после проведения гидроразрыва трещина оказывается в зоне чистой нефти, то обводненность резко снижается. Последующий рост обводненности в зависимости от количества добытой нефти оказывается несколько более медленным, чем в случае, если бы ГРП не проводился. Поэтому рассмотренная ситуация наиболее благоприятная и может привести к заметным результатам даже при достаточно высокой доле воды в продукции скважины перед гидроразрывом. Увеличение длины трещины приводит к дополнительному приросту добычи нефти.

2. Если ось трещины перпендикулярна первоначальной границе раздела, то положение границы к моменту проведения ГРП задается уравнением (7.7). В результате ГРП одно из крыльев трещины оказывается в зоне, заполненной водой. В этом случае схема решения остается прежней, однако значения A, B и C, подставляемые в (7.8), определяются следующим образом:

Обводненность добываемой продукции в момент f в этом случае составит

ю = 2yF/Q.

(7.12)


Поскольку сразу после ГРП одно из крыльев трещины оказывается в области, занятой водой, обводненность возрастает до F/2. После этого в результате перераспределения фильтрационных потоков, связанного с появлением трещины, вода, находящаяся вблизи скважины, поступает в трещину и замещается нефтью, и доля воды в потоке несколько снижается. В момент времени tmin, определяемый из условия B = C, достигается минимальное значение обводненности; соответствующая линия тока ymin показана на рис. 7.2 (график 3). Затем граница раздела нефти и воды смещается вдоль трещины к скважине, и доля воды в добываемой продукции возрастает. Увеличение длины трещины может привести к увеличению притока воды к краевым участкам трещины и снижению абсолютного отбора нефти.

Полученные результаты могут быть распространены на случай ряда добывающих скважин, параллельного первоначальной границе раздела нефти и воды. Если полудлина трещины 1 существенно меньше расстояния между скважинами в ряду ст, то картина течения в окрестности каждой скважины определяется решением, полученным выше для одиночной скважины. Зависимости (7.5),

(7.8)-(7.12) позволяют определить динамику обводнения после гидроразрыва. Однако дебиты одиночной скважины Q и скважины в ряду Qr при прочих равных условиях различны. Отношение дебита жидкости после ГРП к дебиту до гидроразрыва для одиночной скважины определяется формулой [92]

J f2 I

> y‘ J

?=*Ц,

Рис. 7.2. Положение границы раздела в различные моменты времени (трещина ортогональна первоначальной границе):

1 - t = 0; 2 - 0 < t < tmin; 3 - t = tmin; 4 - t > tmin

Здесь использовано выражение для эффективного радиуса скважины, пересеченной идеальной трещиной гидроразрыва, /e = 1/2. В случае ряда скважин аналогичное отношение дебитов имеет вид [92]

Формулы для расчета обводненности (7.10), (7.12) приведены для скважины, расположенной в краевой области пласта, поскольку учитывают продвижение языка обводнения только с одной стороны. Аналогичный процесс имеет место для первого ряда скважин в рядных системах разработки. Если скважина находится в стягивающем ряду, то языки обводнения подходят к ней с двух сторон, и картина течения симметрична относительно линии расположения ряда, поэтому значение обводненности должно быть удвоено.

7.2. РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА

Результаты расчетов на основе полученных решений могут быть представлены в виде графиков безразмерного дебита нефти Qoil/Q0 в зависимости от безразмерного времени Q0t/3,14фhR0, прошедшего с момента ГРП, построенных для скважин, находящихся в краевой зоне или в стягивающем ряду при различной длине 1/R0 и направлении трещин, разной обводненности перед гидроразрывом и различном расстоянии между скважинами в ряду ct/R0. Например, на рис. 7.3 приведены графики, соответствующие случаю, когда гидроразрыв проводится непосредственно перед прорывом воды к добывающей скважине. Предполагается, что скважина расположена в стягивающем ряду, причем расстояния между скважинами в ряду и до первоначальной границы раздела нефти и воды совпадают ct/R0 = 1. Приведем некоторые оценки. Пусть R0 = = 500 м, ф = 0,2, h = 5 м, дебит жидкости перед ГРП составляет Q0 = 5 м3/сут. Если трещина гидроразрыва имеет полу-длину 50 м, то 1/R0 = 0,1. Из графика на рис. 7.3 найдем дебит нефти через год после ГРП: для трещины, параллельной ряду, значение Qoll/Q0 составит 1,8, соответственно дебит нефти - 9 м3/сут; для трещины, ортогональной ряду, Qoll/Q0 = 1,5, при этом дебит нефти равен 7,5 м3/сут. По графику можно определить также дебит нефти, если ГРП не проводится, в данном случае его величина снижается незначительно и через год составит около 5 м3/сут. Таким образом, при заданной длине трещины независимо от ее направления эффект от проведения ГРП оказался положительным: получено увеличение дебита нефти. В случае более длинной трещины определяющим фактором при оценке эффективности ГРП оказывается направление трещины. Например, при полудлине 100 м (1/R0 = 0,2) дебит нефти через год после проведения ГРП при параллельной ориентации трещины составит 10 м3/сут, а при наиболее неблагоприятной ориентации трещин перпендикулярно ряду всего 2,5 м3/сут, т.е. окажется ниже, чем в случае, когда гидроразрыв не проводится.

a    fl.oj    u.of    ом    o,wt    oj

врс.кя, Ц" t /ВДАЛ 1

Рис. 7.3. Дебит нефти после прорыва воды в скважину с трещиной гидроразрыва (скважина расположена в стягивающем ряду).

IRo равно: 1 - 0,1; 2 - 0,2; 3 - 0,3; 4 -без ГРП

Для подтверждения полученных выводов о динамике обводненности после ГРП были проведены численные расчеты на базе специальной трехмерной модели многофазной фильтрации, учитывающей трещины гидроразрыва конечной проводимости. Причем в расчетах использовались реальные фазовые проницаемости и вязкости нефти и воды. Рассматривалось двухстороннее вытеснение нефти водой от прямолинейных параллельных контуров к ряду добывающих скважин, расположенному посередине между ними. Был рассчитан базовый вариант без применения ГРП и варианты с гидроразрывом в добывающих скважинах, который производился в момент достижения заданной обводненности добываемой продукции. Были рассмотрены варианты с обводненностью перед ГРП 1, 25, 50 и 80 %. В отдельных вариантах предполагалась параллельная и ортогональная ориентация трещин по отношению к контуру, т.е. проанализированы как наиболее благоприятная, так и наиболее неблагоприятная ситуация. Расстояние между скважинами в ряду и между рядами было принято равным 600 м, рассчитаны варианты с полудлиной трещин 50, 100 и 200 м.

Несмотря на размазывание фронта воды в сеточных моделях, были выявлены те же эффекты, что и при аналитическом исследовании процесса. Показано, что при параллельной ориентации трещины происходит падение обводненности после ГРП, а затем постепенное возрастание. При ортогональной ориентации трещины обводненность после ГРП резко возрастает, затем несколько снижается, после чего вновь постепенно возрастает.

В вариантах с параллельной ориентацией трещины отмечено снижение обводненности при одновременном росте добычи жидкости вследствие ГРП по сравнению с базовым вариантом. Этот эффект более значителен для длинных трещин. В вариантах с ортогональной ориентацией трещины обводненность выше, чем в базовом варианте, однако поскольку отбор жидкости также выше, то добыча нефти превышает этот показатель базового варианта. Наиболее сильно различия вариантов с разным направлением трещин проявляются в первый год после ГРП, затем уровни текущей добычи нефти сближаются. При благоприятной ориентации трещины отмечена высокая эффективность ГРП на поздней стадии разработки, т.е. при высокой обводненности добываемой продукции. Расчеты показали целесообразность проведения повторных гидроразрывов в такой ситуации. Уменьшение расстояния между скважинами не привело к каким-либо изменениям выявленных закономерностей.

Следует отметить, что аналогичные расчеты, проведенные для пятиточечной системы расстановки скважин, показали, что эффект изменения обводненности в результате перераспределения фильтрационных потоков после ГРП при площадной системе заводнения незначителен. Проведены расчеты технологических показателей как при ориентации трещины по направлению к нагнетательной скважине, так и под углом 45° к этому направлению. Было принято, что расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами составляет 400 м, полудлина трещины равна 100 и 200 м. Расчеты показали, что уровни добычи нефти и накопленные показатели вариантов достаточно быстро сближаются. Зависимости текущей обводненности от нефтеотдачи для базового варианта и для вариантов с ГРП с разной ориентацией трещины практически совпадают. Это связано с тем, что для площадных систем разработки коэффициент охвата пласта вытеснением более высокий, чем для рядных систем. Поэтому и эффекты, связанные с изменением обводненности из-за различной ориентации трещин, в этом случае носят непродолжительный и менее выраженный характер.

Таким образом, влияние направления трещин на обводненность после ГРП оказывается наиболее существенным при рядных системах расстановки скважин и в краевых зонах пласта. В этих случаях направление трещин является важным фактором, определяющим долю воды в продукции обводненных скважин после ГРП. Любые оценки, не учитывающие этот параметр, могут оказаться неверными. Возможно как резкое падение, так и быстрый рост обводненности. Время, в течение которого затем восстанавливается первоначальное значение обводненности, может быть сопоставимо с продолжительностью эффекта ГРП. Учет ориентации трещин при проектировании системы разработки с использованием ГРП дает возможность замедлить процесс обводнения скважины при одновременном увеличении добычи жидкости.

etMT 7

ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕСЯ В ПРОЦЕССАХ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА

7.1.1. СПОСОБ НАГНЕТАНИЯ ЖИДКОСТИ ПУЛЬСАЦИОННЫМ АППАРАТОМ И ПУЛЬСАЦИОННЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Способ нагнетания жидкости пульсационным аппаратом используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ нагнетания жидкости реализуется в пульсационном аппарате. На рис. 7.1 представлен пульсационный аппарат для нагнетания жидкости.

Аппарат содержит корпус 1 с подводящим и отводящим газ патрубками 2, 3 и полузамкнутыми емкостями 4, закрепленными своими открытыми концами внутри корпуса 1, а также установленное внутри корпуса 1 с возможностью вращения газораспределительное устройство 5 с соплами 6. Сопла 6 установлены с наклоном. Пульсационный аппарат содержит расширительную камеру 7. Газораспределительное устройство 5 имеет канал 8 с отверстиями 9, 10 и 11 для отвода газа из полузамкнутых емкостей 4 в расширительную камеру 7. Аппарат дополнительно снабжен камерами 12, 13 с патрубками 14, 15 для низконапорной и высоконапорной жидкостей, глухой конец 16 каждой полузамкнутой емкости снабжен двумя клапанами 17, 18, клапан 17 при этом подключен к камере 12 с низконапорной жидкостью, а клапан 18 - к камере 13 с высоконапорной жидкостью.

Кроме того, каждая полузамкнутая емкость 4 дополнительно снабжена сильфоном 19, разделяющим полузамкнутую емкость

4 на две части, одна из которых подключена к полости корпуса 1, а другая сообщается через клапаны 17, 18 с камерами 12, 13 для низконапорной и высоконапорной жидкостей.

Клапаны 17, 18, выполненные в виде вихревых элементов, имеют тангенциальный 20 и радиальный 21 каналы, при этом один из вихревых элементов 17 подключен радиальным каналом 20 к камере с низконапорной жидкостью, а тангенциальным каналом - к полузамкнутой емкости. Второй вихревой элемент 18 подключен радиальным каналом 21 к полузамкнутой емкости 4, а тангенциальным каналом 20 к камере 13 с высоконапорной жидкостью.

Таким образом, в пульсационном аппарате одновременно с охлаждением газа производится перемещение и нагнетание жидкости и газожидкостной смеси.

Устройство работает следующим образом.

Исходный газ с давлением 8,0 МПа и температурой 300 К подают через патрубок 2 во вращающееся против часовой стрелки газораспределительное устройство 5. Момент вращения газораспределительному устройству 5 сообщает реактивное усилие, возникающее при истечении исходного газа из наклонно установленных сопел 6 в полузамкнутые емкости 4. Истекая из сопла 6, исходный газ поочередно ударно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ сжимается в полузамкнутых емкостях 4 и нагревается до температуры 450 К. Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых емкостей 4. Тепло отводится от полузамкнутых емкостей 4 конвекцией окружающего воздуха, имеющего температуру 238 К. По мере вращения газораспределительного устройства 5 к заполненным полузамкнутым емкостям 4 подходит канал

8 с отверстиями 9, 10 и 11, через которые сбрасывается из полузамкнутых емкостей 4 газ в расширительную камеру 7, давление в которой равно 3,5 МПа. В расширительной камере 7 газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 264 К. Клапан 17 под действием разрежения открывается, газ из камеры 12 всасывается в полузамкнутые емкости 4 жидкостью под давлением 3,55 МПа. А при ударном заполнении полузамкнутых емкостей 4 исходным газом, подаваемым из сопел

6, давление жидкости повышается примерно до 7,5 МПа. Под действием этого давления клапан 18 открывается, а клапан 17 закрывается, и жидкость исходным газом вытесняется в камеру 13. При всасывании жидкости клапан 18 закрыт под действием разности давлений в камере 13 и полузамкнутых емкостях 4. Низконапорная жидкость покидает камеру 13 через патрубок 15.

При высоком числе оборотов газораспределительного ус-

ON



Рис. 7.1. Пульсационный аппарат для нагнетания жидкости:

t ~ фронтальный разрез аппарата; • -разрез в плане (A-А); , - местный разрез (А—А); - местный разрез ((?—0; %, А, Е - выполнение клапанов в виде вихревых элементов.

1 - корпус; 2, 3 - подводящий и отводящий газ патрубки; 4 - полузамкнутые емкости; 5 - газораспределительное устройство; 6 -сопла; 7 - расширительная камера; 8 -канал; 9, 10, 11 - отверстия для отвода газа; 12, 13 - камеры; 14, 15 - патрубки для низконапорной и высоконапорной жидкостей; 16 - глухой конец полузамкнутой емкости; 17, 18 - клапаны; 19 - силь-фон; 20, 21 - тангенциальный и радиальный каналы

тройства 5 процесс ударного заполнения газом полузамкнутых емкостей 4 и сбросе из них газа в расширительную камеру 7 протекает очень быстро и достигает 50 Гц. При такой частоте конструкции клапанов 17 и 18, содержащие движущиеся механические детали, не успевают срабатывать и перекачивания жидкости не происходит. Выполнение клапанов 17 и 18 в виде вихревых элементов позволяет решить задачу по перекачке жидкости при частоте заполнения и сброса газа из полузамкнутых емкостей, равной 50 Гц.

Работают вихревые клапаны 17, 18 следующим образом. При сбросе газа жидкость через радиальное отверстие 21 попадает в полость клапана 17 и через тангенциальный канал

20    - в полость полузамкнутой емкости 4. Давление жидкости в данном случае обусловливается только потерями давления на изменение направления движения под углом 90°. При ударном заполнении газом полузамкнутых емкостей 4 обратное движение жидкости из полузамкнутых емкостей 4 через клапан 17 осуществляется следующим образом. Жидкость попадает через тангенциальный канал 20 в полость клапана 17 и приобретает вращательное движение, при котором сопротивление клапана в несколько раз больше, чем при прямолинейном движении жидкости. Поэтому количество жидкости, вытекающей из полузамкнутых емкостей 4 при ударном заполнении ее газом, меньше количества жидкости, поступающей в полузамкнутые емкости при сбросе газа из полузамкнутых емкостей 4. Клапан 18 работает следующим образом. Жидкость под действием ударного воздействия газа проходит через радиальный канал

21 и через тангенциальный канал 20 клапана 18 в камеру 13. При этом движение жидкости прямолинейное и сопротивление клапана небольшое. При сбросе газа из полузамкнутых емкостей 4 жидкость из камеры 13 поступает в тангенциальный канал 20 в полость клапана 18 и приобретает вращательное движение, при котором сопротивление клапана возрастает. Поэтому количество жидкости, которое поступает в камеру 13 через клапан 18 из полузамкнутых емкостей 4 при ее ударном заполнении газом, больше, чем количество жидкости, проникающей из камеры 14 в полузамкнутые емкости 4 при сбросе из нее газа в расширительную камеру 7. Таким образом осуществляется перекачивание жидкости с помощью клапанов 17, 18, выполненных в виде вихревых элементов.

Наличие сильфона 19, разделяющего полузамкнутую емкость 4 на две полости, одна из которых входит внутрь корпуса 1, а другая сообщается через клапаны 17, 18 с камерами 12,

13 позволяет перекачать жидкости, содержащие газ без смешивания газовой части последней с исходным газом, подаваемым в полузамкнутую емкость. Таким образом, наряду с охлаждением газа в пульсационном аппарате реализуется перемещение и нагнетание газожидкостной смеси.

Эффективность

Расширение функциональных возможностей аппарата и повышение его эффективности достигается за счет более полного использования энергии, выделяющейся при ударном заполнении полузамкнутых емкостей и последующем сбросе газа в расширительную камеру, подаче жидкости при сбросе газа и отборе при ударном заполнении.

Разработчик

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

Литература

Патент РФ № 2075013, БИ № 7, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Г. К. Зиберт).

7.1.2. СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА И ПУЛЬСАЦИОННЫЙ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Краткое описание

Предложенный пульсационный аппарат относится к струйной технике, используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ охлаждения газа реализуется в пульсационном аппарате (рис. 7.2).

Пульсационный аппарат для охлаждения газа состоит из корпуса 1 с подводящим исходный газ и отводящим охлажденный газ патрубками 2 и 3, полузамкнутых емкостей 4, а также установленного между корпусом 1 и стенкой динамической камеры 10 газораспределительного устройства 5 с соплами 6 для подачи исходного газа в полузамкнутые емкости 4. Кроме того, он содержит расширительную камеру 7, коаксиально разме-

5    3    10    9    11    14    3

Рис. 7.2. Пульсационный аппарат:

1 - корпус; 2, 3, 11, 12 - патрубки; 4 - полузамкнутые емкости; 5 - газораспределительное устройство; 6 - сопла; 7 - расширительная камера; 8 -отверстия; 9 - форкамера; 10 - динамическая камера

щенные в корпусе 1 и сообщающиеся между собой через отверстия 8 форкамеры 9 и динамическую камеру 10, а также патрубки 11 и 12 для подвода к форкамере 9 и отвода от динамической камеры 10 охлаждающей среды, причем камеры 9 и 10 соединены между собой отверстиями в стенке форкамеры.

Способ охлаждения газа в пульсационном аппарате осуществляется следующим образом. Исходный природный газ с давлением 12,0 МПа и температурой 303 К через патрубок 2 по зазору 15 подают в сопла 6 газораспределительного устройства 5. Истекая из сопел 6 со скоростью примерно 300 м/с, исходный газ ударно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ внутри емкости нагревается до температуры 608 К. Выделившееся тепло через стенку полузамкнутой емкости передается жидкой охлаждающей среде (диэти-ленгликолю), которая поступает через патрубок 11, форкамеру 9 и отверстия 8 в динамическую камеру 10. Температура охлаждающей среды на входе в пульсационный аппарат равна 303 К. При заполнении полузамкнутых емкостей 4 динамическая камера 10 поворачивается вокруг своей оси, приводя в движение охлаждающую среду полузамкнутыми емкостями 4. Энтальпия газа в полузамкнутых емкостях 4 при этом снижается. При повороте динамической камеры 10 открытый конец полузамкнутой емкости 4 достигает расширительной камеры 7. Газ из полузамкнутой емкости 4 сбрасывается в расширительную камеру 7 до давления 7,0 МПа. При сбросе газа возникает реактивное усилие, вращающее динамическую камеру 10 с полузамкнутыми емкостями 4. В камере 7, расширяясь, газ охлаждается до температуры 257 К и покидает пульсационный аппарат через патрубок 3. Охлаждающая среда покидает динамическую камеру 10 через патрубок 12.

Эффективность

Эффективность охлаждения газа повышается за счет высокой теплоотдачи от газа в полузамкнутых емкостях охлаждающей среде и за счет перемешивания окружающей среды путем перемещения полузамкнутых емкостей ударным заполнением их исходным газом с последующим его сбросом в расширительную камеру.

Разработчик

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

Литература

Патент РФ № 2075012, БИ № 7, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Г. К. Зиберт).

7.1.3. СПОСОБ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА И ПУЛЬСАЦИОННЫИ АППАРАТ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предложенный пульсационный аппарат (рис. 7.3) относится к струйной технике и используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Пульсационный аппарат для охлаждения газа содержит корпус 1 с подводящим 2 и отводящим 3 газ патрубками, полузамкнутые емкости 4, встроенные в корпус 1 и расположенные в одной плоскости, а также газораспределительное устройство 5 с соплами 6, размещенными попарно друг напротив друга в плоскости полузамкнутых емкостей 4, установленное внутри корпуса 1 с возможностью вращения. Отверстия 7 полузамкнутых емкостей 4 выполнены на внутренней поверхности корпуса 1 .

Выходные отверстия 8 сопел 6 выполнены на внешней поверхности газораспределительного устройства 5. Внешняя поверхность газораспределительного устройства 5 выполнена прилегающей к внутренней поверхности корпуса 1.

Для уменьшения трения и лучшей герметизации внешняя поверхность газораспределительного устройства и внутренняя поверхность корпуса 1 выполняются из фторопласта. Кроме того, в газораспределительном устройстве 5 расположен эжектор 9, выходы активного 10 и пассивного 11 сопел которого находятся в одной плоскости с отверстиями 7 полузамкнутых емкостей 4. Выход 12 эжектора 9 расположен под углом к плоскости полузамкнутых емкостей 4 в сторону, противоположную направлению вращения газораспределительного устройства. Для установки в рабочее положение газораспределительного устройства 5 служит вал 14, прикрываемый крышкой 15.

Способ охлаждения газа в пульсационном аппарате осуществляется следующим образом.

Исходный газ с давлением 8,0 МПа и температурой 300 К поступает через патрубок 2 во вращающееся по часовой стрелке газораспределительное устройство 5. Первоначальный момент вращения газораспределительному устройству 5 сообщается через вал 14. Истекая из сопел 6 газораспределительного устройства 5, исходный газ поочередно заполняет полузамкнутые емкости 4. При ударном заполнении газ сжимается в полузамкнутых емкостях 4 и нагревается до температуры 450 К.

л-л

Рис. 7.3. Пульсационный аппарат:

I    - корпус; 2, 3 - подводящий

и отводящий газ патрубки; 4 -полузамкнутые емкости; 5 -газораспределительное    уст

ройство; 6 - сопло; 7,8 -отверстия; 9 - эжектор; 10,

II    - выходы активного и пассивного сопел; 12 - выход эжектора; 13 - расширительная камера; 14 - вал; 15 -

крышка


Б-Б

8    7    7    7



Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых емкостей 4. Тепло (показанное на рис. 7.3 в виде зигзагообразных стрелок) отводится от полузамкнутых емкостей 4 конвекцией окружающего воздуха, имеющего температуру 283 К. По мере вращения газораспределительного устройства 5 к заполненным полузамкнутым емкостям 4 подходит активное сопло 10 эжектора 9. Через активное сопло 7 эжектора 9 сжатый и отдавший тепло газ сбрасывается из полузамкнутой емкости 4 в расширительную камеру 13, в которой давление равно 3,5 МПа. После опорожнения полузамкнутой емкости 4 к ее отверстию 7, расположенному на внутренней поверхности корпуса 1, подходит вход пассивного сопла 11 эжектора 9. Путем эжектирования оставшегося газа в полузамкнутой емкости 4 газом, сбрасываемым через активное сопло 10 эжектора 9 в расширительную камеру 13, создается разрежение перед заполнением полузамкнутой емкости 4. Разрежение в полузамкнутой емкости достигает 1,2-1,3 МПа. В расширительной камере 13 сбрасываемый газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 264 К.

Эффективность

Повышение эффективности охлаждения газа достигается тем, что в способе охлаждения газа в пульсационном аппарате, включающем поочередное ударное заполнение полузамкнутых емкостей исходным газом, подаваемым из сопла, и последующее опорожнение полузамкнутых емкостей путем сброса из них газа в расширительную камеру с получением холодильного эффекта, перед заполнением после опорожнения в полузамкнутой емкости создают разрежение путем эжектирования оставшегося в ней газа газом, сбрасываемым в расширительную камеру.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2054145, БИ № 4, 1996 (Авторы: Е.П. Запорожец, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт, Л.П. Холпанов).

Краткое описание

Предложенный способ охлаждения газа используется для получения холода в установках сбора, подготовки и переработки углеводородных газов.

Способ охлаждения газа реализуется в аппарате, фронтальный разрез которого представлен на рис. 7.4, и осуществляется следующим образом.

Исходный газ с давлением 12,0 МПа и температурой 308 К поступает через патрубок 2 в корпус 1. Затем исходный газ через тангенциальные щелевые отверстия 14 поступает в завих-ритель 9, при этом сообщает последнему момент вращения. Вихрь исходного газа из завихрителя 9 попадает через отверстия 13 в энергоразделительную камеру 10, в которой исходный газ приобретает вихревое течение и разделяется на горячий и холодный потоки. Горячий поток вихревого течения (показан белыми стрелками) стекает по периферии энергоразделительной камеры 10 в газораспределительное устройство 6. Температура горячего потока - 359 К. Холодный поток (показан черными стрелками) занимает внутреннюю часть энергоразделительной камеры 10. Холодный поток с температурой порядка 270-280 К движется по сложной траектории: вначале попутно горячему потоку, затем меняет направление движения на противоположное и, двигаясь вдоль эжекционного патрубка 11, через отверстие 12 поступает в патрубок 3, отводящий газ. Горячий поток через сопла 7 поочередно ударно заполняет полузамкнутые полости 4. При ударном заполнении полузамкнутых полостей 4 горячий газ сжимается, в результате чего температура его повышается до 500 К. Нагретый газ передает свое тепло стенкам полузамкнутых полостей 4. Тепло отводится от полузамкнутых полостей 4 конвекцией окружающей среды, имеющей температуру 313 К. По мере вращения газораспределительного устройства 6 сопла 7 отводятся от заполненных полузамкнутых полостей 4, и из последних газ сбрасывается в расширительную камеру 8, давление в которой 3,0 МПа. В расширительной камере 8 сбрасываемый газ расширяется и при этом охлаждается до температуры 250 К. Затем газ через эжекционный патрубок 11 покидает расширительную камеру 8.

Холодный поток исходного газа с температурой 270-280 К и давлением 5,0 МПа эжектирует газ из расширительной камеры 8. В процессе эжекции холодный поток исходного газа

Рис. 7.4. Установка для осуществления способа охлаждения газа:

1 - корпус; патрубки: 2 - подачи исходного газа, 3 - для отвода газа, 11 -эжекционный; 4 - полузамкнутые полости; 5, 6 - газораспределительное устройство; 7 - сопло; 8 - расширительная камера; 9 - завихритель; 10 -энергоразделительная камера; 12, 13, 14 - отверстия

передает свою энергию газу из расширительной камеры 8, поднимая его давление до 3,3 МПа. При этом холодный поток исходного газа расширяется и охлаждается, поэтому полученная в результате процесса эжекции газовая смесь имеет температуру 245 К.

В связи с тем, что перед подачей исходного газа в завихри-теле 9 и энергоразделительной камере 10 создается вихревое течение с горячим и холодным потоками и горячий поток подается в полузамкнутые полости 4, в последних в процессе и х

ударного заполнения горячий газ сжимается и дополнительно нагревается, в результате чего увеличивается количество тепла, передаваемого внешней среде, уменьшается энтальпия сжатого газа и достигается низкая температура охлаждения газа при его расширении в расширительной камере 8.

Смешение холодного потока исходного газа с газом из расширительной камеры 8 приводит к расширению первого и получению более низкой температуры газовой смеси - 245 К.

Эжекционное смешение холодного потока исходного газа с газом из расширительной камеры 8 повышает давление охлажденного газа до 3,3 МПа и снижает затраты энергии на входе и выходе пульсационного аппарата.

Эффективность

Эффективность охлаждения газа повышается за счет эжек-ционного смешивания исходного газа, повышения давления и его расширения.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2072487, БИ № 3, 1997 (Авторы: Е.П. Запорожец, Б.П. Шулекин, Г.К. Зиберт, Л.П. Холпанов, В.П. Берестов) .

7.1.5. СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА В БИАГЕНТНОЙ ЭЖЕКТОРНОЙ УСТАНОВКЕ

Краткое описание

Предложенный способ используется в холодильной технике и может применяться в нефтяной и газовой промышленности.

Способ получения холода осуществляется в биагентной эжекторной установке, принципиальная схема которой представлена на рис. 7.5.

В исходном положении парообразователь 2 наполнен биагентной смесью, состоящей из низкокипящего компонента -

Рис. 7.5. Биагентная эжекторная установка:

1 - насос; 2 - парообразователь; 3, 4 - эжекторы; 5, 6 - сепараторы; 7, 8 -сигнализаторы уровня; 9-12 - управляемые клапаны;    13-16 - обратные

клапаны; 17 - конденсатор; 18 - дроссель; 19 - холодильная камера; 20 -импульсный трубопровод; 21 - вентиль

паров пропана и высококипящего компонента - метанола. Сепараторы 5 и 6, имеющие одинаковые объемы, конденсатор 17 и холодильная камера 19 наполнены парами пропана. Обратные клапаны 13, 14, 15, 16 закрыты. Управляемые клапаны 9 и 11 открыты, а 10, 12 закрыты. Включают насос 1, парообразователь 2 и конденсатор 17. Насос 1 нагнетает под давлением

2,0 МПа метанол в активное сопло эжектора 3. Под действием струи метанола в приемной камере эжектора создается р азре-жение, под воздействием которого открывается обратный клапан 13 и пары пропана отсасываются эжектором 3 из холоди-тельной камеры 19 и нагнетаются им в сепаратор 5. По мере нагнетания сепаратора 5 смесью метанола и паров пропана в нем происходит постепенный рост давления от 0,1 до 0,4 МПа, при котором эжектор 3 прекращает свою работу по вакуумиро-ванию холодильной камеры 19. В приемной камере эжектора 3 резко возрастает давление, под действием которого обратный клапан 13 закрывается.

После того, как эжектор 3 прекратил свою работу по эжек-

тированию паров пропана с холодильной камеры 19 и обратный клапан 13 закрылся, насос 1 продолжает нагнетать метанол через активное сопло эжектора 3 в сепаратор 5, дожимая в нем пары пропана до давления 1,9 МПа, при котором обратный клапан 14 открывается. Метанол, нагнетаемый насосом 1, вытесняет сжатые пары пропана из сепаратора 5 в конденсатор 17.

Как только метанол вытесняет из сепаратора 5 сжатые пары пропана, сигнализатор уровня 7 выдает команду на переключение управляемых клапанов 9-12. Управляемые клапаны

9 и 11 закрываются, а клапаны 10 и 12 открываются. Насос 1 начинает нагнетать метанол из парообразователя 2 в эжектор

4 и сепаратор 6 и описанный цикл повторяется. Из сепаратора 5 через управляемый клапан 10 биагентная смесь, состоящая из метанола и растворенного в нем пропана, вытекает в парообразователь 2. При этом в сепараторе 5 создается разрежение, под действием которого обратный клапан 13 открывается и через пассивное сопло эжектора 3 из холодильной камеры 19 в сепаратор 5 вновь поступают пары пропана и по мере опустошения сепаратора заполняют его. Сжатые пары пропана попадают в конденсатор 17, охлаждаются в нем до температуры около 18-20 °С и образуют жидкую фазу, с помощью которой при дросселировании через дроссель 18 в холодильной камере 19 получают температуру -35 °С.

Для получения холода предложенным способом расходуется энергия в 2,3 кВт.

Эффективность

Эффективность предложенного способа получения холода достигается за счет снижения энергозатрат.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Патент РФ № 2007669, БИ № 3, 1994 (Авторы: Е.П. Запорожец, Л.М. Мильштейн, Г.К. Зиберт).

7.1.6. СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ХОЛОДА В ХОЛОДИЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ

Предложенный способ получения холода в холодильной установке относится к холодильной технике и может быть использован в газовой, нефтяной и других областях промышленности.

На рис. 7.6 представлена схема холодильной установки для осуществления предложенного способа.

Холодильная установка работает следующим образом.

Компрессор 1 сжимает пары хладагента и нагнетает их в конденсатор 2, где, отдавая тепло работы сжатия и конденсации внешнему источнику холода, пары конденсируются. Из конденсатора 2 жидкий хладагент через коллектор 41 и вентиль 40 стекает в ресивер 3. Из ресивера 3 жидкий хладагент через вентиль 35 поступает в трубопровод 4 жидкого хладагента и затем проходит по трубному пучку переохладителя 11, где переохлаждается холодными парами, отсасываемыми компрессором 1 из испарителей 6. Из переохладителя 11 жидкий хладагент через регулирующие вентили 5 дросселируется в кожухи испарителей 6, при этом давление и температура хладагента понижаются и он кипит за счет тепла, отводимого от охлаждаемого продукта, поступающего по трубопроводам 7 и уходящему по трубопроводам 8. Пары хладагента, образующиеся при его кипении, проходя по трубопроводам 9 через вентили

10 и межтрубное пространство переохладителя 11 и отделитель 12 жидкости поступают на вход компрессора 1.

Невыкипевшие труднокипящие компоненты хладагента накапливаются в испарителях 6, переохладителе 11 и отделителе 12 жидкости и периодически дренируются в смеситель 13 по трубопроводу 14. Для этого открывают один из вентилей 15 или вентиль 16, или вентиль 17 на опорожняемом от жидкости аппарате и вентили 18, 21 на смесителе 13, а вентили 39, 37, 43, 34 и 31 закрывают; вентили 19, 22, 32 и 44 закрыты. При этом паровая часть смесителя 13 подсоединяется к выходу компрессора 1. Причем паровая часть смесителя 13 при дренаже одного из испарителей 6 в случае многоступенчатого компри-мирования хладагента подсоединяется к входу промежуточной ступени компрессора 1, давление приема которой меньше, чем давление кипения хладагента при температуре продукта, подаваемого в испаритель 6 на охлаждение, на величину, равную гидравлическому сопротивлению всасывающего тракта проме-жидкого хладагента

3f У4' _ ffc

30

41

Рис. 7.6. Технологическая схема получения холода в холодильной установке:

1 - компрессор; 2 - конденсатор; 3 - ресивер; 4 - трубопровод; 5 - регулируемые вентили; 6 - испаритель; 7, 8 - трубопроводы входа и выхода охлаждаемой среды; 9 - всасывающие трубопроводы; 10, 15-19, 21-24, 27-32, 34, 35, 37-40, 43, 44 - вентили; 11 - переохладитель; 12 - отделитель жидкости; 13 - смеситель; 14 - дренажный трубопровод; 20, 25, 26, 36 - трубопроводы; 33 - насос; 41 - жидкостный коллектор; 42 - барбатеры; 45 - распылитель


5    15    15    5


жуточной ступени. Открывают либо вентиль 23, если дренируют переохладитель 11, либо вентиль 24, если дренируют испаритель 6. Вентиль 23 открывают также при дренаже отделителя 12 жидкости. Вентиль 5, соответствующий дренируемому испарителю 6, а также вентили 10 соответствующего трубопровода 9 и соответствующие вентили 28 и 29 закрывают, не прекращая подачи охлаждаемого продукта через трубопроводы

7 и 8. При этом в смесителе 13 давление становится ниже, чем давление в дренируемом аппарате, и жидкий хладагент передавливается в смеситель 13 за счет разности давлений. Затем дренируемый аппарат отключают от дренажного трубопровода

14, закрывая вентили 16 и 17 либо вентили 15. Для включения дренируемого испарителя 6 в работу закрывают вентиль 15 и открывают регулирующий вентиль 5 и вентили 10 и 28, а для переохладителя 11 открывают вентиль 29.

После завершения дренажа в смеситель 13 на ресивере 3 открывают вентили 19 и 38, а на смесителе 13 - вентили 43,

прикрывая вентиль 21 так, чтобы разность давлений в ресивере 3 и смесителе 13 была достаточной для поступления не-сконденсировавшихся компонентов хладагента по трубопроводу 38 через барбатер 32 и жидкого хладагента по трубопроводу 14 через вентили 18 и 19 в смеситель 13 на смешение. Таким образом, в смесителе 13 снижается доля труднокипящих компонентов, дренированных из аппарата стороны всасывания. Затем вентиль 35 на ресивере 3 закрывают, а на смесителе 13 открывают вентили 34 и 31 и осуществляют питание испарителей 6, переохладителя 11 из смесителя 13 как по трубопроводу 4 через регулирующие вентили 5, так и через оросители 45 по трубопроводам 25 и 26 и перемычку с вентилем 27 через вентили 28 и 29.

Для снижения давления конденсации труднокипящие компоненты хладагента с помощью насоса 33 можно подавать в конденсатор 2 по трубопроводу 26. Для этого закрывают вентиль 27 на перемычке и вентили 21, 34 и 43 на смесителе 13, а вентили 31, 37 и 38 открывают, включают насос 33, открывают вентиль 30 и впрыскивают труднокипящие компоненты хладагента без предварительного смешения с легкокипящими не-сконденсировавшимися компонентами хладагента в его пары, подаваемые компрессором 1 на конденсацию в конденсатор 2.

Для обеспечения постоянства смешивания труднокипящих компонентов хладагента с трудноконденсирующимися компонентами предусмотрена взаимозаменяемость ресивера 3 и смесителя 13. Это позволяет производить дренаж жидкого хладагента, насыщенного труднокипящими компонентами в ресивер

3, где так же, как в смесителе 13, производят перемешивание хладагента. Для этого в ресивере 3 открывают вентили 19 и 22, закрывают вентили 32, 35, 38, 40 и 44 и дренируют хладагент из аппаратов стороны всасывания, открывая соответствующий дренажный вентиль. На этот период дренажа на смесителе 18 закрывают вентили 18, 21, 37 и 43, открывают вентили 34 и 39 и питание испарителя 6 производят из смесителя 13 через трубопровод 4 и трубопроводы 25 и 26 через соответствующие вентили 5, 28, в зависимости от того, какой из испарителей 6 включен в работу. После завершения дренажа соответствующего аппарата его отключают от дренажного трубопровода 14, закрывая вентиль 15-17. На смесителе 13 открывают вентили 18 и 37, а вентили 31 и 34 закрывают, при этом на ресивере 3 открывают вентили 32, 35 и 44, вентиль 22 прикрывают так, чтобы разность давлений между ресивером 3 и смесителем 13 позволяла поступать как несконденсировавшим-ся компонентам из парового пространства смесителя 13 через вентили 37 и 4 и барбатер 42 под слой жидкого хладагента в ресивере 3, так и жидкому хладагенту из смесителя 13 в ресивер 3 через вентили 18 и 19, т.е. позволяет производить “смешение” в ресивере 3, а прием хладагента из конденсатора

2 осуществить в смесителе 13. Питание испарителей 6 и переохладителя 11 происходит через вентили 32 и 35 по трубопроводам 4, 25 и 26 и вентили 5, 27, 28 и 29.

Эффективность

Эффективность работы холодильной установки достигается за счет повышения эксплуатационной надежности и экономичности.

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

Авторское свидетельство № 1695066, БИ № 44, 1991 (Авторы: Г.К. Зиберт, М.П. Игнатьев, А.А. Захаров, В.Ф. Бочкарь и др.).

7

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМЕ РЕГУЛЯТОРА

В связи с предполагаемым в будущем вводом в эксплуатацию крупнейшей в Европе газотранспортной системы Ямал - Европа, а также обеспечением эффективного функционирования имеющейся системы магистрального транспорта газа в настоящее время все большее внимание уделяется вопросам надежности ее работы. Одним из путей решения этой проблемы является создание по трассе газопровода хранилищ-регуляторов. В качестве такого объекта может быть использовано Вуктыльское НГКМ. Стратегия перевода этого месторождения в статус хранилища-регулятора одновременно содержит в себе и реализацию возможности максимального увеличения углеводородо-отдачи пласта.

Проблема и пути ее практического решения были рассмотрены авторами совместно с В.Г. Подюком, С.Н. Бузиновым, Е.А. Спиридовичем, Н.А. Гужовым, В.Л. Вдовенко, А.А. Захаровым, Ю.В. Илатовским, Е.М. Гурлено-вым, В. А. Банновой и другими специалистами.

На стадии выполнения ТЭС по переводу Вуктыльского НГКМ в режим хранилища-регулятора был очерчен круг вопросов, касающихся дальнейшей разработки месторождения.

В условиях продолжающейся эксплуатации на режиме истощения пластовой энергии сложно гарантировать стабильное снабжение газоперерабатывающего завода углеводородным сырьем на длительный период (25-30 лет). Решение этой проблемы возможно при реализации принципиально нового подхода к доразработке Вуктыльского НГКМ на завершающей стадии, который обеспечил бы энергетическую стабилизацию пласта.

Другой проблемой, которая также должна быть решена в ходе оставшегося периода доразработки Вуктыльского месторождения, является повышение конденсатоотдачи пласта. Предыдущая эксплуатация этого объекта на режиме истощения пластовой энергии привела к значительным потерям высококипящих углеводородов в виде выпавшего в пласте ретроградного конденсата. Ориентировочные оценки этих потерь дают цифру около 100 млн. т, что соответственно отражается на формировании конечной кон-денсатоотдачи, составляющей лишь 33 %. Низкий коэффициент конденсато-отдачи при разработке на истощение - это объективная реальность, и она прогнозировалась еще в проекте разработки Вуктыльского НГКМ. В этом же документе предусматривалась необходимость активизации научно-исследовательских работ по разработке технологий, направленных на повышение конденсатоотдачи месторождений за счет извлечения выпавшего в пласте конденсата.

Многолетние фундаментальные исследования специалистов ВНИИГА-За, предприятия Севергазпром, СеверНИПИгаза и Вуктыльского ГПУ позволили предложить технологию повышения углеводородоотдачи месторождения путем воздействия на истощенный газоконденсатный пласт сухим газом (см. раздел 3).

Промышленное опробование данной технологии было осуществлено на двух опытно-промышленных участках ВНГКМ. Полученные результаты выявили высокую эффективность технологии и предопределили целесообразность расширения масштабов воздействия на пласт путем перевода месторождения в режим работы хранилища-регулятора (см. раздел 6.1).

На первом этапе ставится задача стабилизации энергетического состояния пласта-коллектора, работоспособности промысловой инфраструктуры, поддержания сырьевой базы Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ), реконструкция которого будет завершена в 2001 г., а также создания резерва газа и регулирования работы газотранспортной системы Надым - Пуртаз - европейская часть России. Расположение Вуктыльского НГКМ дает возможность обеспечить воздействие на пласт нагнетаемым агентом - неравновесным сухим газом без существенных капитальных затрат из существующей системы магистральных газопроводов без дополнительного компримирования газа.

На втором этапе наряду с решением проблем первого этапа обеспечивается надежность эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа за счет регулирования потоков газа путем его сезонной закачки в газоконденсатный пласт Вуктыльского месторождения.

7.1

ЦЕЛИ СОЗДАНИЯ РЕГУЛЯТОРА СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ УГЛЕВОДОРОДОВ И МАГИСТРАЛЬНЫХ ПОТОКОВ ГАЗА

Разработка с конца 1960-х годов Вуктыльского месторождения на режиме истощения позволила к 01.01.2000 г. извлечь 82 % газа (от начальных запасов), но лишь 31 % конденсата. Недостаточная по достигнутому и ожидаемому уровню конденсатоотдача крупного ГКМ с большими остаточными запасами жидких углеводородов предопределяет актуальность проблемы повышения конденсатоотдачи объекта за завершающей стадии отбора запасов.

Второй важной и достаточно острой проблемой завершающей стадии разработки Вуктыльского месторождения является сохранение производительности добывающих скважин.

Реализуемые на месторождении с 1993 г. опытно-промышленные процессы в масштабах отдельных полигонов дали возможность решать указанные проблемы лишь отчасти, поскольку опытные процессы имеют пространственные и временные ограничения.

Организация на базе Вуктыльского месторождения хранилища-регулятора позволит в том числе эффективно доразрабатывать остаточные запасы углеводородов, особенно жидких, путем, во-первых, вовлечения в фильтрацию через испарение компонентов ретроградного конденсата и, во-вторых, повышения производительности скважин.

Сочетание на объекте функций добывающего предприятия и регулятора потребления углеводородов позволит на длительное время стабилизировать сырьевую базу мощностей по переработке. Одновременно при этом облегчается поиск путей решения целого ряда других задач как регионального, так и отраслевого масштаба.

Обобщая все это, главные цели перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора можно сформулировать в следующих положениях:

улучшить условия эксплуатации месторождения на поздней стадии отбора запасов углеводородов;

повысить углеводородоотдачу пласта по Cj—C2 на 2,9 млрд. м3, по С34 -на 2,3 млн. т, по С5+ - на 1,7 млн. т;

стабилизировать работу эксплуатационных скважин и повысить их продуктивность;

обеспечить на длительный период (25-30 лет) сырьевую базу Сосногорского газоперерабатывающего завода (СГПЗ);

сохранить на длительный период инфраструктуру крупного промыслового и перерабатывающего комплекса;

способствовать решению в регионе социально-экономических и экологических проблем;

приобрести опыт добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов глу-бокозалегающих продуктивных отложений для освоения нижнемеловых и ачимовских залежей Западной Сибири;

организовать научно-техническую и производственную базу для обеспечения надежности эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа и создания стратегического резерва газа с учетом техногенной и экологической обстановки в регионе.

7.2

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ КАК БАЗОВОГО ОБЪЕКТА ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ РЕГУЛЯТОРА. ЭТАПЫ ПЕРЕВОДА МЕСТОРОЖДЕНИЯ В РЕЖИМ РЕГУЛЯТОРА

Решение о придании Вуктыльскому газоконденсатному месторождению статуса хранилища-регулятора было принято руководством ОАО (тогда РАО) “Газпром” в 1997 г. Поэтому в данном разделе описывается состояние месторождения на 1997 г.

Разработка Вуктыльского месторождения была начата в конце 1968 г. в соответствии с “Комплексным проектом опытно-промышленной эксплуатации...” (1966 г.) объекта.

Проектом было предусмотрено осуществить разработку без поддержания пластового давления с максимальным уровнем отбора газа 10 млрд. м3 в год через 66 скважин при среднем дебите 500 тыс. м3/сут. В ходе дальнейшей эксплуатации месторождения осуществлялась его доразведка, уточнялись геологическое строение, план расстановки скважин, запасы углеводородного сырья и, соответственно, корректировались показатели разработки. Динамика последних с начала разработки представлена на рис. 7.1. Характер и х изменения свидетельствует о продолжающейся до настоящего времени эксплуатации месторождения на газовом режиме без существенного проявления влияния внедрения пластовых вод.

В период 1991-1995 гг. эксплуатация основной залежи Вуктыльского НГКМ проводилась на основе “Комплексного проекта разработки Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения на завершающей стадии”.

В настоящее время месторождение разрабатывается в соответствии с рекомендациями “Анализа состояния разработки Вуктыльского НГКМ и проектных показателей на период 1996-2000 гг.”, выполненного в 1995 г.

Сопоставление основных проектных и фактических показателей за период 1991-1997 гг. приведено в табл. 7.1.

Годовые объемы добычи газа в период 1991-1995 гг. превышали проектные на 1,4-16,3 %. Это связано с большим, относительно проектных, числом фактически действующих скважин за счет уменьшения резервного фонда. В 1996-1997 гг. на расождение проектных и фактических объемов добычи оказал влияние более высокий коэффициент эксплуатации высокодебитных скважин.

С начала разработки месторождения содержание конденсата закономерно снизилось от 360 до 44,91 г/м3 в 1987 г. Последующий период характери-

ег,| хег, тк,

млрд. м 3 млн. т 20 L 400    40


15


-300


10


-200


-100


0^0


30

20

10

Рпл’

з__

SKi,

МПа

г/м3

- 40

1

400

- 30

-

Nr1 / Ь=|—1—

300

\/x L|

- 20

-

_

200

/4 Ц

/ H yC ^\4 H

- 10

/Г / \ ^-| "

100

- 0

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 III

0

N

200

150

100

50

0

68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 97 t, годы

Рис. 7.1. Динамика показателей разработки по ВНГКМ:

1 - годовые отборы промыслового года Ог; 2 - нарастающие отборы промыслового года 20г; 3 - суммарные отборы стабильного конденсата 2Qk; 4 - средневзвешенное пластовое давление !пл; 5 - среднее содержание конденсата SK{; 6 - фонд действующих скважин N

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки основной газоконденсатной залежи Pj—Cj ВНГКМ

Показатель

Год

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1. Годовая добыча

4778 , 0

3982 , 0

3225 , 0

2528,0

2249,0

2191,9

2202,8

промыслового, газа, млн. м3

4843,99

4367,37

3680,25

2941,04

2815,4

2721,50

2665,14

2. Суммарное извле

327379

331379

334619

337159

339408

343768

345998

чение газа с начала разработки, млн. м3 3. Извлечение С5+ из пласта, тыс. т:

327505,0

331998,0

335686,0

338677,9

341549,0

344302,0

347002,8

годовое

193,92

161,60

130,90

102,62

91,30

117,05

117,14

253,40

226,62

192,93

158,34

148,10

142,84

139,86

суммарное с начала

42853,92

43015,52

43146,42

43249,04

43340,34

43435,45

43531,04

разработки

42911,45

43138,07

43331,00

43849,34

43637,40

43780,28

43920,15

4. Потенциальное со

40 , 4

40 , 4

40 , 4

40 , 4

40,4

52,75

52,53

держание С5+ в добываемом газе, г/м3 сухого 5. Фонд скважин на конец года:

51,12

51,05

51,56

52,92

51,6

51,88

51,79

эксплуатационный,

183

183

183

183

183

183

183

всего

183

184

182

183

181

180

164

в том числе дейст

155

155

155

155

155

164

165

вующий

166

168

168

164

159

154

145

6. Среднегодовой ко

0,85

0,85

0,85

0,85

0,85

0,642

0,675

эффициент эксплуатации скважин

0,860

0,880

0,825

0,729

0,694

0,734

0,804

7. Среднегодовой де

99 , 4

82 , 8

67 ,1

52 , 6

46 , 8

59 , 1

56 , 9

бит промыслового газа, тыс. м3/сут

93,000

81,000

82,872

67,070

68,000

63,497

62,137

8. Средневзвешенное

4,320

3,930

3,610

3,360

3,140

по объему порового пространства пластовое давление на конец года, МПа

9. Среднегодовое давление, МПа:

4,48

4,27

4,10

3,96

3,86

3,78

3,72

пластовое в зоне

4,51

4,13

3,77

3,49

3,25

3,38

3,23

дренирования

4,39

4,07

3,67

3,57

3,32

3,24

3,18

устьевое динамиче

1,56

1,51

1,36

1,25

1,20

1,27

1,21

ское

1,64

1,516

1,37

1,27

1,17

1,3

1,18

сепарации на УКПГ

1,00

1,00

1,00

1,00

1,00

0,98

0,98

1,34

1,20

1,19

1,07

1,09

0,92

0,93

ХС на ГС

4,5

4,5

4 , 5

4 , 5

4 , 5

3 , 8

3 , 8

4,18

4,15

4,10

4,07

4,03

входное на ДКС

1 , 0

1 , 0

1 , 0

1 , 0

0 , 9

0,833

0,784

10. Среднегодовая температура, °С:

1,20

1,10

0,99

0,90

0,92

0,92

0,92

сепарации на УКПГ

+ 10

+10

+10

+10

+10

+5,0

+5,0

+6,83

+6,06

+4,5

+3,0

+4,8

+3,6

+3,2

сепарации после

— 10

—10

—10

— 10

—10

— 13

—14

ХС на ГС

—10,0

—10,5

—11,5

—13,7

—15,5

—17,0

—17,2

11. Среднегодовое со

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

7,84

7,653

держание С5+ в газе сепарации после ХС на ГС, г/м3 сухого газа

9,4

7,38

9,45

7,6

8,2

8,9

8,4

12. Добыча товарного

176,89

146,49

116,85

89,86

78,88

166,30

167,10

конденсата, тыс. т

341,72

326,88

249,85

220,91

215,55

202,28

204,88

13. Добыча С5+ в

130,90

108,40

86,47

66,50

58,37

95,15

95,55

составе товарного конденсата, тыс. т

203,32

193,34

157,41

135,64

124,37

118,31

117,17

П р и м е ч а н и е. В числителе - проектные показатели; , показатели.

знаменателе — фактические

зуется монотонным ростом содержания конденсата в продукции скважин, что сказалось на среднем содержании С5+ в газовой фазе и извлечении стабильного конденсата (см. рис. 7.1). Повышенное содержание С5+ связано с проявлением двухфазной фильтрации и притоком жидких углеводородов к забоям эксплуатационных скважин практически всех УКПГ. В дальнейшем, по мере снижения пластового давления в период 1994-1997 гг., этот процесс, возможно, еще больше активизировался за счет начала прямого испарения выпавшего конденсата.

Фонд эксплуатационных, контрольно-наблюдательных и пьезометрических скважин соответствует проектному. Уменьшение фонда действующих скважин в 1997 г. связано с переводом 14 единиц в фонд нагнетательных скважин (реализация проекта “Конденсат-3”). Колебания коэффициента эксплуатации в период 1991-1995 г. обусловлены перераспределением отборов между низкодебитными (периферийными) и высокодебитными (купольными) скважинами. Средневзвешенное по объему порового пространства пластовое давление выше проектного, а в зоне дренирования в 1996-1997 гг. практически совпадает с проектным (см. табл. 7.1).

Условия подготовки газа (давление и температура) в основном соответствуют проектным. Динамика снижения давления на входе ДКС обусловлена необходимостью повышения эффективности работы низкодебитных скважин, выносящих дополнительное количество жидких углеводородов. Качество подготовки газа лучше, чем предусматривалось проектом - содержание С5+ в магистральном газе от 9,8 до 8,4 г/м3, что ниже проектного.

Общий фонд скважин на основную газоконденсатную залежь по состоянию на 01.01.98 г. составлял 205 единиц из них действующих 147, контрольно-наблюдательных 9, пьезометрических 8, геофизических 4, нагнетательных (по проектам “Конденсат-2, -3”) для закачки тюменского газа 18, пластовых вод 2.

Из числа эксплуатационных 17 скважин находились в бездействии, из них в ожидании: освоения 5, капремонта и в капремонте 4, перевода в контрольно-наблюдательные 7, ликвидации 1.

Разбуривание основной залежи было завершено в 1991 г.

Коэффициент эксплуатации по всему фонду на 01.01.98 г. составил

0,804, коэффициент использования 0,692. Увеличение коэффициента эксплуатации связано с расширением эксперимента на УКПГ-1 и сокращением количества эксплуатационных скважин вследствие перевода 17 скважин действующего фонда в нагнетательные под закачку сухого тюменского газа, а также за счет увеличения времени работы высокодебитных скважин.

Скважины оборудованы насосно-компрессорными трубами (НКТ) различных диаметров. Так, в 39 скважинах спущены НКТ диаметром 73 мм, в 68-89 мм, в 7-114 мм и в 9 - увеличенного диаметра - 127 мм. Остальные скважины оборудованы двухступенчатыми лифтами в основном 114x89 мм. Эксплуатация скважин осуществляется по НКТ (130 скважин), 30 из них для обеспечения выноса жидкой фазы эксплуатируется в газлифтном режиме. В качестве энергетического используется тюменский газ высокого давления. Суточный расход газлифтного газа на скважину составляет 1050 тыс. м3, в целом по всем газлифтным скважинам в сутки расходуется около 600 тыс. м3 сухого газа. С 1988 г. на месторождении основным методом удаления жидкости с забоев является перевод скважин на газлифтную эксплуатацию. Критериями перевода являются:

высокое содержание жидкости в продукции скважин;

низкий коэффициент продуктивности по газу.

Исходя из этих критериев переоборудованы на газлифтный режим 73 скважины.

На балансе Вуктыльского газопромыслового управления (ВГПУ) находится 30 скважин, ликвидированных по различным причинам. Четыре из них ликвидированы в результате обводнения, 14 скважин - разведочные, остальные ликвидированы по техническим причинам.

С 1993 г. в соответствии с проектом “Конденсат-2” осуществляется закачка в пласт тюменского газа через нагнетательные скважины УКПГ-8 (скв. 128, 269, 270, 273) и в рамках проекта “Конденсат-3” с февраля 1997 г. через скважины УКПГ-1 (скв. 18, 84, 86, 88, 91, 92, 102, 159, 170, 257, 259, 90, 93, 106).

Объем закачки за весь период реализации проектов составил 2118,85 млн. м3, из них 1720,6 млн. м3 по УКПГ-8. Текущие дебиты скважин находятся в пределах 5-170 тыс. м3/сут. С дебитом от 5 до 50 тыс. м3/сут работают 84 скважины, от 50 до 100 тыс. м3/сут - 42, свыше 100 тыс. м3/сут -20 скважин. Скважины работают при депрессиях 0,19-2,0 МПа.

Рабочее устьевое давление находится в пределах 1,07-1,6 МПа, давление сепарации 0,98-1,17 МПа.

Режимы работы скважин на данном этапе разработки месторождения определяются давлением на приеме ДКС. В связи с этим ряд сводовых скважин работают периодически.

Разработка месторождения началась в октябре 1968 г. эксплуатацией четырех скважин (скв. 2, 8, 11, 21). Учет добычи промыслового газа осуществляется по каждой скважине работниками ВГПУ.

До 1993 г. расчет извлечения из пласта С5+ и “сухого” газа (С1-4) по скважинам проводился исходя из газоконденсатной характеристики, полученной в первые годы разработки по данным исследований рекомбинированной пробы углеводородной смеси на бомбе pVT и принятой для всего этажа газоносности и для пластовых давлений на середину вскрытых интервалов.

В 1993 г. на основе новых данных по изменению содержания конденсата С5+ в зависимости не только от пластового давления, но и глубины был проведен пересчет извлечения из месторождения “сухого” газа и С5+. Расчеты извлечения “сухого” и пластового газа с начала разработки были проведены по каждой скважине.

Графическое отображение динамики годовых и суммарных отборов газа и конденсата С5+ по месторождению приведено на рис. 7.1.

Извлечение углеводородного сырья по месторождению на 01.01.98 г. составило: газа 347,002 млрд. м3; стабильного конденсата 43,920 млн. т, что соответствует отбору 80,8 % газа и 31 % конденсата от начальных запасов.

Наибольшие объемы добычи газа приходятся на скважины УКПГ-1 и 2: отбор по ним составил 25 и 31 % от суммарного извлечения углеводородов по месторождению. Аналогичная ситуация наблюдается и по добыче С5+, только доля отбора конденсата по УКПГ-1 несколько выше (25,2 %), а по УКПГ-2 ниже, чем по газу (30,7 %). Это объясняется разновременностью ввода разных частей месторождения в разработку.

Как уже отмечалось, начиная с 1988 г. наблюдается монотонный рост содержания конденсата. В 1997 г. среднегодовое содержание составило 51,79 г/м3. Повышенное содержание С5+, связанное в основном с поступлением из пласта жидких углеводородов, привело к дополнительному извлечению 176,4 тыс. т. С5+ за период 1988-1997 гг.

Наибольшее поступление жидких углеводородов приходится на УКПГ-3,

4, 5. С 1996 г. было зафиксировано поступление жидких углеводородов по УППГ. Наиболее интенсивное поступление дополнительной жидкой фазы происходит в основном по скважинам, вскрывающим московские отложения и характеризующимся наличием в продукции пластовой воды. Как правило, газоотдающие интервалы таких скважин перекрыты водяными столбами. Некоторое увеличение очагов водопроявлений в этих районах подтверждают и гидрогеологические исследования.

С февраля 1997 г. в пределах участка на УКПГ-1 начали практическую реализацию проекта “Конденсат-3” по активному воздействию на пласт закачкой тюменского газа. Под нагнетание по состоянию на 01.01.98 г. задействованы 14 скважин. Суммарный объем закачки “сухого” тюменского газа по этому участку составил 398,08 млн. м3.

Воды каменноугольных и нижнепермских отложений по характеру циркуляции являются трещинно-карстовыми, трещинными, трещинно-поровыми и поровыми. Это обусловлено наличием в толще водовмещающих пород разнообразных типов коллекторов. Миграция пластовых жидкостей месторождения возможна в сложной разветвленной системе трещин, каверн и поровых каналов. Наиболее проницаемыми в продуктивной толще являются за-карстованные горизонты, служащие основными путями миграции флюидов. От их расположения зависит в значительной мере характер обводнения продуктивной толщи в процессе разработки.

Заметную роль в обводнении могут играть трещиноватые зоны. Они имеют локальное развитие, их пространственное распределение на структуре точно не установлено. Предполагается, что существуют две основные системы крутопадающих макротрещин: северо-западного и северо-восточного простирания. По-видимому, наиболее выражены оперяющие трещины в полосе, прилегающей к взбросонадвигу.

Исходя из особенностей строения продуктивных отложений месторождения - неоднородности ФЕС, обусловленной различием литологического состава, разной степенью уплотненности, глинистости, трещиноватости и закарстованности пород - в разрезе продуктивной толщи залежи выделяются три толщи, разнородные по составу и проницаемости, имеющие различную геолого-промысловую характеристику и отличающиеся по потенциальной возможности внедрения пластовых вод. Такое разделение имеет гидродинамическую основу и позволяет судить о возможности движения флюидов в каждой толще в процессе разработки.

Соответственно выделенным толщам площадь месторождения разделена на ряд зон, различных по условиям внедрения пластовых вод в залежь.

А - зона выхода на уровень начального ГВК слабопроницаемых пород позднетурнейско-средневизейского возраста;

Б - зона выхода на уровень начального ГВК наиболее проницаемых карбонатных отложений поздневизейско-московского возраста с несколькими зонами развития карста. Полосой выхода на этот уровень карбонатноглинистой пачки московского яруса указанная зона делится на две подзоны -Б1 и Б2, соответствующие нижней и верхней частям толщи;

В - зона выхода на уровень начального ГВК слабопроницаемых пород позднекаменноугольного и раннепермского возраста.

Кроме того, в западной части месторождения может быть выделена принадвиговая зона, в пределах которой структура осложнена разрывными нарушениями, оперяющими взбросонадвиг и пересекающими, вероятно, все толщи. Породы здесь отличаются максимальной трещиноватостью.

Самыми опасными в отношении внедрения пластовых вод в залежь были признаны зона Б и принадвиговая зона, где ГВК находится в высокопористых и трещиноватых отложениях. Однако движение воды в этих зонах не может происходить равномерно по всей площади, поскольку сосредоточение кавернозности в определенных интервалах, а также трещиноватости на отдельных участках обусловливает неоднородность карбонатного массива по проницаемости и возможность избирательного внедрения пластовых вод в залежь. Особенно подвержены обводнению участки широкого площадного выхода на уровень ГВК верхневизейско-московской карбонатной толщи, содержащей основные запасы газа.

Вероятность водопроявлений в скважинах тем выше, чем ближе к ГВК расположены их рабочие интервалы. Условия для равномерного подъема ГВК на месторождении отсутствуют ввиду большой фильтрационной неоднородности пластов и пачек продуктивных отложений. Процесс эксплуатации показал, что принятая гидродинамическая схема верна и картина обводнения залежи соответствует предполагаемой.

Продвижение подошвенных и законтурных вод при разработке месторождения прослеживается на основании гидрохимических и гидродинамических материалов.

Вторжение пластовых вод в залежь происходит избирательно, в основном с восточного крыла в западном направлении по восстанию пластов проницаемых кавернозных карбонатных пород. Трещинная проницаемость пород в западной принадвиговой зоне имеет, по-видимому, подчиненное значение.

Основными путями продвижения пластовых вод в залежь являются наиболее закарстованные интервалы в разрезе верхневизейских, серпуховских, башкирских и, особенно, московских отложений. Дополнительными путями фильтрации могут служить зоны повышенной трещиноватости, развитие которых предполагается в продуктивной толще. Дренирование плотных пород осуществляется замедленным темпом, и они остаются газонасыщенными в то время, когда указанные высокопроницаемые горизонты уже частично обводнились. Об этом свидетельствуют и результаты повторных геофизических исследований скважин.

Анализ информации о взаимодействии пластовых вод с залежью и скважинами на различных стадиях разработки Вуктыльского месторождения, проводимый с начала его опытно-промышленной эксплуатации, показал, что по характеру водопроявлений, регистрируемых главным образом гидрохимическим методом, разработку месторождения можно условно разделить на три этапа.

Первый этап (1968—1975 гг.) характеризуется нарастающей добычей газа и практическим отсутствием обводнения газовых скважин. Годовые объемы извлечения газа возросли от 1,64 в 1969 г. до 18,55 млрд. м3 в 1975 г. Годовой темп падения давления в северной части основной залежи составил от 0,69 до 2,63 МПа, а в южной части, введенной в эксплуатацию только в 1973 г., — от 2,32 до 3,92 МПа. Среднегодовой темп снижения давления был, соответственно, 1,78 и 3,54 МПа. Пластовые воды не оказывали заметного влияния на эксплуатацию. Они фиксировались лишь в отдельных скважинах, рабочие интервалы которых располагались в непосредственной близости к ГВК или частично захватывали нижнюю водоносную зону (скв. 18, 22, 25, 33). Значе-

ние водных факторов обычно не превышало 6-8 см33, лишь при отдельных замерах давая более высокие значения.

Второй этап (1976-1983 гг.) соответствовал максимальной добыче газа -18-19 млрд. м3 в год. Годовой темп снижения давления - от 1,14 до 2,21 МПа в северной части месторождения и от 0,89 до 3,57 МПа в его южной части. Среднегодовые темпы падения составили соответственно 1,39 и 1,62 МПа. В этот период наблюдалось прогрессирующее проявление пластовых вод, о чем свидетельствует рост числа скважин, работающих с водой, возросли водо-притоки и доля пластовой воды в составе попутных жидкостей. По данным пьезометрических наблюдений фиксировалось распространение депрессии в нижнюю водоносную и законтурную зоны. Многие скважины выносили чистую пластовую воду, дебиты которой в некоторых из них (скв. 62, 141, 147, 148) достигали 20-46 м3/сут. Водные факторы при этом нередко возрастали до 30-45 см33, а иногда и больше. Отдельные эксплуатационные скважины были остановлены из-за обводнения. Общие объемы попутно добываемых пластовых вод увеличились от 1,1 в 1975 г. до 44,5 тыс. м3 в 1983 г. Пластовые воды с течением времени проявляются на все более высоких гипсометрических отметках: на 150-200, а иногда на 250-300 м выше начального ГВК. Формируются основные очаги водопроявлений на восточном крыле структуры и на участках широкого площадного выхода на уровень ГВК высокопроницаемых отложений.

Третий этап (с 1984 г. до настоящего времени) связан с вступлением месторождения в период падающей добычи газа. Объемы извлекаемого газа уменьшились от 17,49 в 1984 г. до 2,7 млрд. м3 в 1997 г. Годовые темпы падения давления в северной части месторождения снижались от 1,34 в 19841985 гг. до 0,08-0,1 МПа в 1996-1997 гг. На юге месторождения эти темпы вначале составляли 1,02-1,69 МПа, а затем начиная с 1987 г. резко падали до 0,5 МПа в 1997 г.

Этап характеризуется расширением и слиянием очагов селективного внедрения пластовой воды в продуктивной толще. Постоянная примесь и постоянное преобладание пластовых вод в составе попутных жидкостей отмечается более чем в трети эксплуатационных скважин. Во многих из них устанавливаются столбы воды, частично или полностью перекрывающие эксплуатационный интервал. В 1984-1988 гг. водопритоки обычно не превышали 4-5 м3/сут. При снижении дебитов газа дебиты воды по скважинам также постепенно снижаются. В 1989-1995 гг. дебиты попутных вод заметно уменьшились и лишь по отдельным скважинам (как правило газлифтным) они составляли 7-10 м3/сут. В последние годы водопритоки в газовые скважины при самостоятельной работе изменялись в широких пределах -от значений не поддающихся измерению (отсутствие накопления), до 0,9

2,0 м3/сут. Водные факторы при этом варьировали от 0 до 10-28 см33. При газлифтной эксплуатации дебиты скважин колебались от 0 до 35 м3/сут, максимальные водопритоки получены по скв. 28, 141, 163, 179, 199, 240, выносящим пластовые воды с минерализацией 226-263 г/л. Общий объем выносимых вод достиг в 1984 г. максимального значения - 83,8 тыс. м3, затем начал снижаться и в 1997 г. составил 30,9 тыс. м3, что несколько больше, чем в 1994-1996 гг. Необходимо отметить, что это связано с тем, что в 1997 г. через скв. 197, оборудованную газожидкостным эжектором, добыто около 5 тыс. м3 пластовой воды.

К началу 1998 г. постоянное преобладание пластовых вод в составе попутных жидкостей отмечалось в 41 скважине, постоянная примесь пластовых вод - в 25 скважинах, периодическое поступление пластовых вод в 40 скважинах. В 70 скважинах с продукцией выносятся только конденсатогенные воды. Следует отметить, что здесь учтены скважины, находящиеся в настоящее время в бездействии и переведенные в нагнетательные под закачку газа.

В 1997 г. пробы попутных вод отобраны из 117 скважин. Эксплуатационный фонд на 01.01.1998 г. составил 164 скважины (действующий фонд 147 скважин). Только конденсатогенные и техногенные воды выносили 67 скважин; в пробах из 23 скважин примесь пластовой воды составляла от 5-10 до 40-50 %; в пробах из 27 скважин преобладала пластовая вода. При этом из скв. 28, 33, 44, 63, 68, 141, 163, 179, 199, 240 были получены пробы попутной жидкости, представленные чистой пластовой водой, с минерализацией более 225 г/л.

Из представленной схемы водопроявлений видно, что главные очаги внедрения пластовых вод в залежь сосредоточены на юге месторождения, в области широкого площадного выхода на уровень начального ГВК верхневи-зейско-московских отложений, на пологом восточном крыле структуры, практически по всей ее длине, и в периклинальной северной части месторождения.

Несмотря на неизбежную генерализацию контуров продвижения пластовой воды по различным отложениям, схема показывает, что в верхневизей-ско-башкирской толще языки внедрения охватили большую часть месторождения за исключением узкой полосы в наиболее приподнятой северной части структуры (район от скв. 137 до скв. 89) и на участках от широты скв. 233 до скв. 74 и от скв. 231 до скв. 65, 26. Площадь вторжения пластовых вод в московскую толщу менее обширна. Пластовые воды в этих отложениях не зафиксированы на большом участке от скв. 137 до скв. 40 (северный купол) и на участке от скв. 136 до скв. 26 (средний и южный куполы). В целом же продвижение вод по этим толщам от зон их выхода на уровень начального ГВК примерно одинаково: в обоих случаях пластовые воды внедрились в залежь (главным образом по восстанию пластов) на сопоставимые высоты: до максимальных абсолютных отметок минус 3100 - минус 3000 м, редко выше.

Анализ показывает, что на месторождении в процессе разработки не происходит общего подъема ГВК, хотя его поверхность значительно усложнилась. Здесь сформировалась переходная зона, включающая обводненные интервалы в верхневизейско-башкирской и московской толщах. Имеет место избирательное продвижение пластовых вод по высокопроницаемым породам преимущественно по восстанию пластов. На восточном крыле структуры воды внедрились в глубь залежи в верхневизейско-башкирской толще на расстояние 500-1000 м, а на отдельных участках до 2000-2200 м (участки скв. 159, 41, 31) от выхода этих отложений на уровень ГВК. В московских отложениях воды продвинулись в среднем на 700-1000 м, достигая на участке между скв. 67 и скв. 140 до 1700 м. Судить о ширине зоны внедрения на западном крыле затруднительно ввиду чрезвычайной скудости данных. С большой долей условности можно полагать, что здесь продвижение вод по латерали обычно не превышает первых сотен метров. Однако на некоторых участках вода, возможно, преодолела расстояние 800-1000 м (район скв. 67, 139, 23) в верхневизейско-башкирской толще и до 500-800 м (район скв. 23, 141) в московской толще.

Высокопроницаемые интервалы в 200-300-метровой зоне от начального

ГВК не являются полностью обводненными. В них содержатся также недо-извлеченный газ и выпавший конденсат. Ввиду максимального снижения давления в таких интервалах и некомпенсированности его внедряющимися водами они продолжают дренировать более плотные газонасыщенные породы, давление в которых остается более высоким.

Проникновение пластовых вод в уплотненные разности пород происходит исключительно по трещинам, и масштабы его, несомненно, меньше, чем по зонам развития карста. Контуры селективного внедрения пластовых вод в залежь за последние 2—3 года не претерпели каких-либо существенных изменений.

Таким образом, на месторождении произошла относительная стабилизация депрессионной воронки. Релаксация давления в залежи за счет внедряющейся пластовой воды происходит чрезвычайно медленно, что обусловлено большой высотой залежи, ограниченным развитием в продуктивной толще высокопроницаемых коллекторов и расходом вновь поступающей в залежь воды в основном на пропитывание низкопористых коллекторов в 200—300метровой зоне, прилегающей к начальному ГВК. В условиях эксплуатации Вуктыльского НГКМ в режиме хранилища-регулятора при всех вариантах не следует ожидать активизации пластовых вод и усиления водопроявлений по скважинам.

Характер изменения пластового давления во времени (см. рис. 7.1) свидетельствует о существенном изменении поведения этого параметра после перехода месторождения в режим падающей добычи. За десять лет эксплуатации (1983—1993 гг.) уровень годовой добычи газа снизился от 18 до

3 млрд. м3, что, безусловно, сказалось на расформировании депрессионной воронки и усилении влияния запасов газа в низкопоровых коллекторах на темп снижения пластового давления в залежи Северного купола Вуктыльского НГКМ. Очевидно, при этом из влияющих факторов нельзя полностью исключить избирательное продвижение пластовой воды и проводимый в последние годы промысловый эксперимент по активному воздействию на пласт.

В течение 1997 г. замерами статических устьевых и пластовых давлений было охвачено 145 скважин. Кроме того, проводился систематический контроль за скважинами в пределах экспериментальных полигонов УКПГ-1 и 8.

В целом по залежи по сравнению с предыдущим годом в 1997 г. характер распределения пластового давления изменился незначительно. Однако по большинству скважин наблюдается уменьшение темпа снижения пластового давления, а по 18 скважинам отмечается даже его стабилизация.

Повышенный темп снижения давления имеет место лишь в низкодебит-ных скважинах, что, очевидно, связано с большим периодом восстановления давления. Стабилизировалось пластовое давление по скважинам опытного полигона “Конденсат-2” (УКПГ-8), наблюдается небольшой рост по скв. 66, 89, 98, 105 опытного полигона “Конденсат-3” (УКПГ-1). Это объясняется значительным увеличением объемов закачки тюменского газа в 1997 г. (833 млн. м3) относительно 1996 г. (446 млн. м3), увеличением коэффициента охвата воздействием на пласт. Закачка газа в этом году составила 31,3 % от объема добычи газа по всей залежи.

Давление колеблется в диапазоне от 2,5 до 4,0 МПа, постепенно повышаясь в сторону восточного крыла и периклиналей. Практически сводовая и присводовая части месторождения охвачены изобарой 4,0 МПа.

Пластовое давление, взвешенное по объему порового пространства, в пределах начального контура газоносной части составило на 01.01.98 г. 3,72 МПа по северному куполу.

Пластовое давление в зоне дренирования (взвешенное по отборам) на середину работающего (вскрытого) интервала на 01.01.98 г. составило в северной части месторождения 3,18 МПа.

В целом месторождение разрабатывается при газовом режиме как единый объект.

Оценка запасов газа и конденсата Вуктыльского месторождения осложняется из-за высокого содержания конденсата в газе, значительной неоднородности коллекторов и большого этажа газоносности при массивном строении залежи. Запасы газа по данным разработки уточнялись в 1975 и 1984 г. отдельно для северного и южного куполов, так как гидродинамическая связь между ними практически отсутствует. Тогда рассматривались разные методы усреднения пластового давления и оценки запасов газа по падению давления. Наиболее приемлемыми методами оценки запасов газа по данным разработки является определение запасов в целом для залежи по экспериментальной зависимости пластового давления от доли отбора (рпл = f (2 Осухгаза/

2 Огачап.сух.газа)) и для зоны, непосредственно дренируемой скважинами, по удельным объемам дренирования.

Запасы газа, определяемые по удельным объемам дренирования, соответствуют минимальным, т.е. тем запасам, которые в настоящий момент участвуют в разработке.

Наиболее достоверным методом признана оценка запасов газа по экспериментальной зависимости пластового давления от доли отбора (рпл =

= f(2 Осух.газа/ 2 Онач.зап.сух. газа)), охватывающей всю площадь залежи, поэтому этот метод взят за основу для ежегодной оценки запасов.

В данной работе рассматриваются оба вышеуказанных метода.

Учитывая многолетний период эксплуатации залежи и большой фонд скважин, для определения запасов по удельным объемам дренирования была составлена программа на ПК. По результатам расчетов определены фактические объемы дренирования по скважинам, а также суммарно по залежи, динамика объемов дренирования, начальные и остаточные запасы газа. Начальные дренируемые запасы газа монотонно увеличивались от 300 до 366 млрд. м3, что связано с ростом фонда скважин и расширением зоны дренирования. Незначительные отклонения значений запасов на отдельные даты, по-видимому, связаны с изменением фонда скважин, водопроявлениями и погрешностями в замерах давлений.

За период 1976-1988 гг. происходит снижение запасов. Это, возможно, связано с недовосстановлением давления из-за влияния работающих скважин при сгущающейся сетке во времени, наличием столбов жидкости в стволах, экстраполяцией давления и возможным защемлением газа внедряющейся избирательно водой по восточному крылу залежи. Рост запасов в последующий период от 351 до 365 млрд. м3, вероятно, связан с поступлением газа из зон защемления и поддержанием пластового давления по периферийным скважинам, работающими с водопритоками. В последние два года рост запасов связан с увеличением темпа закачки тюменского газа в сводовую часть залежи, к которой приурочено большинство скважин действующего фонда.

Текущие коэффициенты извлечения компонентов даются в табл. 7.2.

ТАБЛИЦА 7.2 Текущие коэффициенты извлечения (на 01.01.98 г.)

Компоненты

Текущий коэффициент извлечения, %

Содержание компонентов в жидкой фазе от начальных запасов, %

Компоненты

Текущий коэффициент извлечения, %

Содержание компонентов в жидкой фазе от начальных запасов, %

С1

81,6

4,7

Сухой газ (С1+

80,8

4,9

С2

79,6

5,3

+c2+c3+c4+n2)

С3

71,6

5,9

C5+

31,0

68,0

С4

81,6

5,9

N2

76,3

5,3

Перевод Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора было предусмотрено осуществить в два этапа.

На первом этапе решаются следующие задачи: стабилизация энергетического состояния пласта-коллектора; поддержание работоспособности промысловой инфраструктуры; обеспечение сырьевой базы СГПЗ с реконструкцией завода к 2001 г.; создание резерва газа и регулирование работы системы газопроводов Пунга - Вуктыл - Ухта - Торжок.

Эти задачи решаются с использованием существующих возможностей газодобывающего комплекса и прилегающего участка системы магистральных газопроводов. Нагнетание газа в вуктыльский продуктивный пласт будет производиться без дополнительного компримирования газа, при этом пластовое давление не превысит текущий уровень (3,5-4 МПа).

На втором этапе наряду с предусмотренными мероприятиями первого этапа ставится задача обеспечения надежности эксплуатации газопроводной системы Ямал - Европа путем использования Вуктыльского месторождения в качестве регулятора сезонной и аварийной неравномерности потребления газа. На этом этапе предусматривается создание на Вуктыле стратегических резервов газа с давлением в пласте до 8-12 МПа, существенно превышающем текущее.

7.3

ОСОБЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГКМ В РЕЖИМЕ РЕГУЛЯТОРА

Важным элементом функционирования газоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора является промысловый контроль основных параметров эксплуатации объекта. При реализации процесса разработки участков Вуктыльского месторождения с нагнетанием сухого газа начиная с 1993 г. накоплен большой опыт промыслового контроля, который постоянно совершенствовали и к концу 1990-х годов максимально автоматизировали наиболее трудоемкие операции на полигоне в районе УКПГ-1.

Эта схема, подробно описанная в разделе 6.2.3 монографии, в основном может быть использована и при эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора. Однако необходимо принять во внимание некоторые новые особенности, которые появляются после расширения масштабов контроля до месторождения в целом:

выделение на структуре зон нагнетания газа и отбора продукции; разбросанность задействованных скважин по большой площади; большое количество задействованных скважин (по сравнению с полигонами по закачке и отбору газа в районах УКПГ-1 и УКПГ-8);

значительное разнообразие задействованных скважин по приемистости, продуктивности и другим важнейшим характеристикам;

долговременный характер эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора.

Перечисленные особенности новой стадии в жизни месторождения диктуют необходимость построить систему контроля в максимально экономичном варианте, обеспечивающем, однако, получение всей необходимой информации.

Очевидно, потребуется создать полностью автоматизированную схему контроля за составом продукции не отдельных скважин, а целых групп. Необходимо продуманно подойти к выбору групп скважин и определению количества этих групп. По-видимому, следует выделить группы низко- и высоко-дебитных (условно) добывающих скважин вокруг каждой из зон нагнетания сухого газа. В каждой группе целесообразно, в свою очередь, выделить периферийные и близко расположенные к зоне нагнетания скважины. Кроме того, следует выбрать опорные скважины для индивидуального контроля (эти скважины могут и не входить в группы).

Таким образом, система контроля состава продукции предполагает и соответствующую схему обвязки скважин с учетом их принадлежности к той или иной группе. Для уменьшения объема работ по переобвязке скважин целесообразно рассмотреть вариант комплектования групп скважин с учетом существующей схемы сбора продукции.

Аналогичный “групповой” подход следует использовать и при составлении программ гидрогазодинамических, газоконденсатных, геофизических и гидрогеологических исследований. Основной объем информации целесообразно получать на опорных скважинах. Таким образом, при выборе опорных скважин необходимо учитывать их техническую пригодность для проведения всех перечисленных исследований.

В остальном система контроля за эксплуатацией месторождения в режиме хранилища-регулятора будет аналогична применяемой на полигонах в районе УКПГ-1 и 8.

Долговременный характер эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора накладывает особые требования к контролю технического состояния скважин, особенно принимая во внимание, что многие из них работают не один десяток лет. Исходя из промыслового опыта, следует учитывать, что наиболее частыми являются осложнения, связанные с извлечением, ревизией и заменой НКТ. Контроль обсадных труб и НКТ следует вести по отдельной программе с использованием современных методов электромагнитной дефектометрии, дефектоскопии, электромеханической профилеметрии, акустического телеконтроля. При этом значительное внимание должно быть уделено в программе контролю качества цементирования и герметичности обсадных труб.

7.4

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ И ОБОСНОВАНИЕ РЕКОМЕНДУЕМОГО ВАРИАНТА ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕГУЛЯТОРА. ОЖИДАЕМЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ

ПОКАЗАТЕЛИ

7.4.1

ВЫБОР РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ

На стадии разработки технико-экономических соображений по переводу Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора были рассмотрены направления, предусматривающие равномерную и зональную схемы размещения нагнетательных скважин на площади северного купола Вуктыльского месторождения.

Схема равномерно распределенной закачки сухого газа в пласт в силу резкой неоднородности коллекторских свойств продуктивного горизонта приводит к быстрому прорыву нагнетаемого агента к эксплуатационным скважинам, что ведет к снижению кондиционности поступающего на газоперерабатывающий завод углеводородного сырья.

Зональная схема распределения объемов нагнетания сухого газа, предусматривающая максимальное использование под закачку скважин, работающих в газлифтном режиме, расположенных по периферии, обеспечит эффективную эксплуатацию промысла и газофракционирующей установки. В данном варианте решение задачи надежного обеспечения СГПЗ промежуточными углеводородами успешно сочетается с реализацией технологии повышения углеводородоотдачи пласта.

Для учета фактора регулирования сезонной неравномерности газопо-требления в летний и зимний периоды была рассмотрена возможность закачки в пласт тюменского газа в объеме 2,5 млрд. м3 только в летний период, что в сочетании с условием поддержания отбора на уровне 2,7 млрд. м3 в течение года может обеспечить рентабельное функционирование объекта в режиме регулятора колебаний сезонной неравномерности газопотребления в газотранспортной системе.

В результате расчетов наряду с базовым вариантом разработки на истощение (вариант 1) были выбраны три варианта с закачкой газа в пласт, в наибольшей степени отвечающие перечисленным выше условиям:

Вариант 2 - сезонная закачка тюменского газа в летний период (6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м3/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м3/год.

Вариант 3 - сезонная закачка тюменского газа в летний период (6 мес) через 56 скважин в объеме 2,5 млрд. м3/год в течение 20 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м3/год.

Вариант 4 - равномерная закачка тюменского газа в течение года через 38 скважин в объеме 2,5 млрд. м3/год в течение 10 лет при суммарном отборе газа 2,7 млрд. м3/год.

Во всех вариантах после прекращения активного воздействия на пласт предусматривается доразработка месторождения на режиме истощения пластовой энергии до давления забрасывания 1,7 МПа.

7.4.2

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Расчет технологических показателей разработки для всех вариантов базировался на использовании цифровой геологической модели Вуктыльского НГКМ в трехмерной интерпретации, полученной с помощью аппаратнопрограммного комплекса "Landmark" и модели многокомпонентной фильтрации углеводородных систем. Активное воздействие на пласт предусматривалось для всех вариантов только на северном куполе месторождения.

При анализе динамики пластового давления для рассматриваемых вариантов разработки (рис. 7.2) видно, что в случае дальнейшей разработки месторождения на режиме истощения пластовое давление в дренируемой зоне продуктивного горизонта к 2014 г. достигнет уровня 1,8 МПа, что соответствует принятому давлению забрасывания.

Результаты расчетов годового отбора газа из пласта северного купола Вуктыльского месторождения для вариантов с применением метода активного воздействия на газоконденсатный пласт и базового варианта доразработки залежи на режиме истощения показали, что в вариантах с поддержанием пластового давления период надежного обеспечения Сосногорского ГПЗ сырьем составит 26—27 лет в вариантах 2, 4 и 37 лет в варианте 3 с момента перевода Вуктыльского месторождения в режим хранилища-регулятора за счет сохранения резерва по остаточным запасам газа.

Сводные показатели доразработки северного купола Вуктыльского месторождения начиная с 1998 г. приведены в табл. 7.3.

Таким образом, на основании сравнительного анализа результатов технологических показателей эксплуатации Вуктыльского месторождения в режиме хранилища-регулятора сезонной неравномерности газотранспортной системы можно рекомендовать для практической реализации на промысле вариант 3. Предложенная по этому варианту схема эксплуатации месторождения обеспечит надежную сырьевую базу газоперерабатывающего завода до 2035 г. Годовой отбор промежуточных углеводородов в период 2000—2025 гг. составит не менее 300 тыс. т, в том числе пропан-бутановой фракции (С3—4) более 150 тыс. т. Основные технологические показатели по рекомендованному варианту приведены в табл. 7.4, 7.5.

Подготовка продукции скважин на Вуктыльском НГКМ в настоящее время осуществляется по схеме предварительной сепарации на шести УКПГ и одной УППГ и окончательной подготовки на головных сооружениях по схеме ДКС—ХС—НТС. В период доразработки месторождения в режиме как истощения, так и хранилища-регулятора данная принципиальная схема изменений не претерпит. Для осуществления закачки заданных объемов газа в пласт потребуется замена внутрипромысловых трубопроводов подачи тюменского газа. Кроме того, для всех вариантов необходима реконструкция до-жимной компрессорной станции, что учтено в капитальных затратах технологической схемы.

1995    2000    2005    2010    2015    2020    2025    2030    2035

Годы

Рис. 7.2. Динамика пластового давления (сплошные кривые) и изменение суммарного объема закачиваемого газа (кривые с точками) в процессе активного воздействия на газоконденсатный пласт на северном куполе Вуктыльского НГКМ. Варианты:

1 (истощение)-4 - давление; 2-4 - объем

Природный газ и нестабильный конденсат Вуктыльского месторождения предполагается транспортировать до Сосногорского ГПЗ для последующей переработки. В течение 1998-2000 гг. была предусмотрена переработка промыслового газа на действующей газоотбензинивающей установке с максимальной производительностью 1,5 млрд. м3/год по сырью. Остальной объем газа поступает в магистральный газопровод без извлечения компонентов С3+.

С целью более глубокого извлечения компонентов С3+ (до 95-99 %) в 2001 г. на СГПЗ предполагалось ввести в эксплуатацию установку разделения газа производительностью 3 млрд. м3/год, что обеспечит переработку промыслового газа ВНГКМ в полном объеме. Переработка нестабильного газового конденсата предусмотрена на действующей установке стабилизации путем ректификационного разделения.

ТАБЛИЦА 7.3

Сводные показатели разработки северного купола Вуктыльского месторождения

Вар иант

Год конца р азр а-ботки

Число нагнетатель-н ых скважин

Число

лет

закач

ки

Накопленные показатели

Дополнительный отбор пластового газа

Закач

ка,

млрд.

м3

Отбор

ё1-4,

млрд.

м3

ё3-4,

млн.

т

С5+,

млн.

т

С1-4,

млрд.

м3

ё3-4,

млн.

т

С5+,

млн.

т

1

2014

-

-

-

28,882

4,094

1,826

-

-

-

2

2024

56

10

29,970

61,761

6,415

3,487

2,909

2,321

1,661

3

2034

56

20

54,418

86,992

7,667

4,706

3,691

3,573

2,880

4

2023

38

10

28,065

59,370

5,970

3,257

2,423

1,876

1,431

Годы

разра

ботки

Отбор, млн. м3

Расход энер-гети-ческо-го газа годовой, млн. м3

Закачка агента, млн. м3

Работа добывающих скважин

Работа нагнетатель-н ых скважин, прие-мис-тость, т ыс.м3 сут

Давление, МПа

Число скважин

газа из пласта

газа сухого

плас

товое

на

устье

добы

ваю

щих

добы

ваю

щих

нагнетатель-н ых

наблюдательных и пьезометрических

годо

вой

накоп

ленный

годо

вой

накоп

ленный

годо

вая

накоп

ленная

дебит, т ыс.м° сут

де-

прес-

сия,

МПа

1998

2090

339343,911

2061

349 064

500

1009

1 009

47,8

0,315

153,5

3,5

3,07

141

18

21

1999

2030

341373,911

2001

351 065

500

1005

2 014

46,4

0,310

152,9

3,45

3,03

141

18

21

2000

1940

343313,911

1911

352 976

500

1007

3 021

44,30

0,30

153,3

3,40

3,00

141

18

21

2001

2700

346013,911

2656

355 632

200

2483

5 504

84,5

0,627

246,3

3,40

2,35

103

56

21

2002

2690

348703,911

2651

358 283

200

2435

7 939

84,2

0,62

241,6

3,40

2,36

103

56

21

2007

2670

362123,911

2632

371 485

200

2428

20 077

83,6

0,628

241,6

3,37

2,32

103

56

21

2012

2650

375413,911

2608

384 569

200

2452

32 253

83,0

0,632

243,2

3,33

2,28

103

56

21

2017

2630

388623,911

2591

397 559

200

2428

44 441

82,4

0,633

241,6

3,33

2,25

103

56

21

2022

2600

401723,911

2570

410 464

200

0,914

54 418

81,4

0,666

90,7

2,57

2,02

103

56

21

2027

2530

413653,911

2490

423 204

200

-

-

79,2

0,958

-

2,49

0,344

103

56

21

2032

1570

423273,911

1540

432 664

200

-

-

49,2

0,733

-

1,54

0,721

103

56

21

2034

1350

426083,911

1330

435 434

200

-

-

42,3

0,676

-

1,44

0,728

103

56

21

ТАБЛИЦА 7.5

Показатели по добыче конденсата но рекомендуемому варианту

Отбор газа из пласта, млн. м3

Расход энергетического газа, млн. м3

Пластовое давление в зоне дренирования, МПа

Потенциальное содержание С5+, г/м3 добываемого газа (с учетом энергетического) среднегодовое

Условия сепарации после ДКС-ХСГС

давление,

МПа

темпе

ратура,

°С

2090

500

3,5

42,71

4,0

-15

2030

500

3,45

42,70

4,0

-15

1940

500

3,4

42,32

4,0

-15

2700

200

3,4

50,08

4,0

-15

2690

200

3,4

50,54

4,0

-15

2670

200

3,37

50,14

4,0

-15

2650

200

3,33

49,69

4,0

-15

2630

200

3,3

48,55

4,0

-15

2600

200

3,13

45,57

4,0

-15

2530

200

2,37

50,98

4,0

-15

1570

200

1,85

57,13

4,0

-15

1350

200

1,71

59,68

4,0

-15

Т ехнологические

Добыча конденсата

потери конденсата, г/м3 добываемого газа (с учетом энергетического)

г/м3 добываемого газа (с учетом энергетического)

тыс. т

в том числе унос С5+

стабиль

неста

стабиль

неста

всего

с газом сепарации

ного

бильного

ного

бильного

7,24

7,18

35,47

70,29

91,867

182,06

7,38

7,32

35,32

68,64

89,36

173,66

7,51

7,45

34,81

66,57

84,937

162,44

7,58

7,52

42,5

80,81

123,25

234,37

7,64

7,58

42,9

81,25

123,981

234,80

8,18

8,11

41,96

74,51

120,425

213,84

9,05

8,98

40,64

64,67

115,824

184,33

9,85

9,77

38,70

56,24

109,521

159,16

10,23

10,14

35,34

48,43

98,952

135,60

10,09

10,0

40,89

56,2

111,63

153,42

9,94

9,85

47,19

67,1

83,526

118,76

9,91

9,82

49,77

71,74

77,143

111,19

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭКСПЛУАТАЦИИ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ В РЕЖИМЕ ХРАНИЛИША-РЕГУЛЯТОРА

Экономическая оценка технологических вариантов доразработки Вуктыльского НГКМ выполнена с целью выбора наиболее эффективной системы эксплуатации, отвечающей критерию максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пласта углеводородного сырья.

Прогноз уровней отборов пластового газа и нестабильного конденсата по базовому варианту разработки ВНГКМ на истощение (вариант 1) и по вариантам, предусматривающим закачку сухого тюменского газа в пласт, с учетом сроков эксплуатации месторождения (варианты 2,    3,    4), приведен в

табл. 7.6.

Экономические расчеты выполнены по каждому году расчетного периода в текущих ценах на 01.01.91 г. и 01.01.98 г. с использованием соответствующих данному моменту времени исходных данных:

фактических цен на продукцию, затрат на эксплуатацию месторождения, транспорт и переработку углеводородного сырья;

ставок налогов и платежей, предусмотренных действующим законодательством, в местный, республиканский и федеральный бюджеты; курса доллара США 5,96 руб.

Оценка капитальных затрат на дообустройство Вуктыльского НГКМ по рассматриваемым вариантам выполнена на основании технологической схемы нагнетания газа в пласт.

В составе капитальных вложений учтены затраты на следующее: строительство дополнительных сетей трубопроводов для закачки сухого тюменского газа в пласт;

реконструкцию УКПГ (оборудование системы разводки закачиваемого в пласт газа, строительство замерных линий для контроля за газоконденсатной характеристикой скважин);

ТАБЛИЦА 7.6 Добыча природного газа и нестабильного конденсата

Вариант

1

2

3

4

Показатель

Период разработки

1998-2014 гг.

1998-2024 гг.

1998-2034 гг.

1998-2023 гг.

Давление забрасывания, МПа

1,8

1,7

1,7

1,7

Закачка сухого тюменского газа в

0,4

29,97

54,42

28,07

пласт, млрд. м3 Продукция промысла:

газ, всего, млрд. м3

37,88

68,54

95,78

66,13

В том числе:

вуктыльский

29,26

37,28

45,53

34,74

технологический

8,5

6,3

8,3

6,1

тюменский из пласта

0,12

24,96

41,95

25,29

нестабильный конденсат, всего,

3,21

5,21

6,27

4,68

млн. т В том числе:

извлеченный в составе пласто

3,20

3,29

3,51

2,93

вого газа

ретроградный

0,01

1,92

2,76

1,75

реконструкцию дожимной компрессорной станции.

Суммарные инвестиционные издержки по рассматриваемым вариантам

следующие:

Вариант

1

2

3

4

Цены 1991 г. млн. руб. 0,5 10,2

10,2

5,2

Цены на 01.01.9 млн. руб.

5.3

104.4

104.4

53.3

В долларовом эквиваленте, млн. долл. США 0,9

17.5

17.5 9,0

Текущие расходы определены по следующим составляющим затрат: на добычу углеводородного сырья;

на транспорт природного газа и нестабильного конденсата от Вуктыльского месторождения до Сосногорского ГПЗ;

на переработку углеводородного сырья на СГПЗ; на транспорт товарного газа до потребителей.

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья на Сосногорском ГПЗ по рассматриваемым вариантам определены с учетом состава природного газа и нестабильного конденсата, существующих и проектируемых технологий.

Прогноз получения продуктов переработки природного газа и нестабильного конденсата по рассматриваемым вариантам приведен в табл. 7.7.

Исследования текущего состояния и перспектив рынка сбыта сжиженных углеводородов показали, что реализация СПБТ и ПА возможна на внутреннем рынке (северные территории - Республика Коми, Карелия, Архангельская, Вологодская, Мурманская области) и внешнем (Польша) рынке.

Перспективной программой по переводу автомобильного транспорта на сжиженный газ потребность в автомобильном пропане по Северному региону определена на уровне 10 тыс. т/год. Основной объем ПА (более 90 %) предполагается экспортировать в Польшу. Маркетинговые исследования

ТАБЛИЦА 7.7

Виды и объемы продукции переработки углеводородного сырья

Показатель

Единицы

Вариант

измерения

1

2

3

4

Продукция переработки газа:

газ отбензинен-

млрд.

м3

33,8

63,5

90,3

61,2

ны й СПБТ

млн.

т

1,46

2,47

3,09

2,29

ПА

млн.

т

1,09

1,92

2,43

1,77

стабильный кон

млн.

т

0,24

0,52

0,82

0,51

денсат Продукция переработки конденсата: стабильный кон

млн.

т

1,66

3,06

3,98

2,83

денсат

СПБТ

млн.

т

1,17

1,64

1,74

1,41

газ стабилизации

млрд.

м3

0,40

0,55

0,59

0,47

Всего продукции: газ сухой

млрд.

м3

34,20

64,05

90,89

61,67

в том числе вук-

млрд.

м3

28,36

35,58

43,27

33,13

тыльский стабильный кон

млн.

т

1,90

3,58

4,80

3,34

денсат

СПБТ

млн.

т

2,63

4,11

4,83

3,70

ПА

млн.

т

1,09

1,92

2,43

1,77

рынка сбыта смеси пропан-бутана показали возможность реализации СПБТ на Северной территории в объеме 120-130 тыс. т/год, на внешнем рынке -50-55 тыс. т/год.

Реализация стабильного конденсата принята по сложившейся схеме: внутренний рынок - 50 %, внешний рынок - 50 %.

Отбензиненный газ предполагается реализовать газораспределительным организациям Республики Коми, Архангельской и Вологодской областей.

При расчете дохода от реализации продукции Сосногорского ГПЗ цены предприятия (EXW) приняты без учета транспортных и таможенных расходов по экспорту продукции, акциза и налога на добавленную стоимость (табл. 7.8).

Для экономической оценки эффективности технологических вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ использованы следующие основные показатели:

капитальные вложения в дообустройство месторождения;

эксплуатационные расходы на добычу, транспорт и переработку углеводородного сырья;

выручка от реализации продукции переработки;

прибыль от реализации;

поток денежной наличности;

дисконтированный поток денежной наличности (к = 10 %).

В качестве критерия эффективности при выборе рекомендуемого варианта из рассмотренных принят накопленный денежный поток и дисконтированный ДП.

Сопоставление основных интегральных показателей вариантов разработки ВНГКМ по четырем расчетным схемам за проектный период приведено в табл. 7.9 и на рис. 7.3, 7.4.

Из результатов оценки видно, что показатели эффективности по технологическим вариантам 2, 3, 4 значительно улучшаются при рассмотрении Вуктыльского месторождения как объекта единой системы газоснабжения (с точки зрения ОАО “Газпром” и функционированиия ПХГ). Варианты, предусматривающие закачку газа в пласт, характеризуются высокой экономической эффективностью, при этом реализация варианта 3 обеспечит наибольший денежный поток 5009 млн. руб. (вторая расчетная схема).

Из расчетов следует, что среди рассмотренных четырех вариантов эксплуатации Вуктыльского НГКМ вариант 3, предусматривающий сезонную закачку сухого тюменского газа в течение 20 лет, является предпочтительным

ТАБЛИЦА 7.8

Цены предприятия на продукцию переработки углеводородного сырья

Показатель

Единица

измерения

Значение

Показатель

Единица

измерения

Значение

Товарный газ, реализуемый

СПБТ:

“Горгазам” (без акциза):

внутренний рынок

руб/т

390

Республики Коми

руб/1000 м3

171,5

внешний рынок

долл/т

95

Архангельской области

руб/1000 м3

184,8

Пропан автомобиль-

Вологодской области

руб/1000 м3

189,0

н ый:

Конденсат стабильный:

внутренний рынок

руб/т

390

внутренний рынок

руб/т

600

внешний рынок

долл/т

135

внешний рынок

долл/т

105

Показатели

Вариант

1

2

3

4

etO~AUItu OxAIt 1

Выручка от реализации

8 146

12 863

16 176

11 810

Капитальные вложенияП

5,3

104,4

104,4

53,5

Текущие затраты

5 462

9 757

13 613

9 281

Чистый доход

2 120

2 277

2 028

1 980

Дисконтированный ЧД (к = 10 %)

1 133

883

859

765

etO~AUItu OxAIt 2

Выручка от реализации

8 165

16 314

22 208

15 479

Капитальные вложения

5,3

104,4

104,4

53,5

Текущие затраты

5 469

10 663

15 050

10 178

Чистый доход

2 127

4 040

5 009

3 792

Дисконтированный ЧД (к = 10 %)

1 140

1 357

1 320

1 305

etO~AUItu OxAIt 3

Выручка от реализации

8 146

14 099

20 403

12 970

Капитальные вложения

5,3

104,4

104,4

53,5

Текущие затраты

5 462

9 968

14 357

9 457

Чистый доход

2 120

3 059

4 293

2 618

Дисконтированный ЧД (к = 10 %)

1 133

996

1 080

861

etd~AUItu OxAIt 4

Выручка от реализации

8 146

14 558

18 425

13 882

Капитальные вложения

5,3

104,4

104,4

53,5

Текущие затраты

5 462

10 045

13 894

9 612

Чистый доход

2 120

3 306

3 304

3 108

Дисконтированный ЧД (к = 10 %)

1 133

1 053

940

985

6000 5000 4000 *13000

Рис. 7.3. Динамика основных экономических показателей проекта. Вариант 3 (расчетная схема 2):

I - затраты на тюменский газ; II - текущие затраты; III - капитальные затраты; IV - выручка; V - ДП; 1 - ДП нарастающим итогом (вариант 1);    2    -    ДП    нарастающим итогом

(вариант 3)

ев    в    <N

ON    в    в

в\    в    в

<4    >


X

•I 2000 1000 О

-1000

Годы


Рис. 7.4. Динамика накопленного денежного потока по вариантам:

t - расчетная схема 1; • - расчетная схема 2; 1-4 - варианты расчета

по величине аккумулированного потока денежных средств и может быть рекомендован к реализации.

Основные технико-экономические показатели разработки Вуктыльского НГКМ по рекомендуемому варианту 3 при второй расчетной схеме приведены в табл. 7.10.

Проведенная экономическая оценка вариантов разработки Вуктыльского месторождения позволяет сделать следующие выводы:

разработка ВНГКМ с закачкой сухого тюменского газа в пласт достаточно эффективна;

наиболее предпочтителен из рассматриваемых вариантов вариант 3; эксплуатация месторождения по варианту 3 при привлечении 104,4 млн. руб. капитальных вложений и закачке в пласт 54,4 млрд. м3 тюменского газа

Технико-экономические показатели разработки Вуктыльского НГКМ по варианту 3

(расчетная схема 2)

Показатели

Единица

измерения

Значение за расчетный период 1998-2034 гг.

Продолжительность разработки месторождения

лет

37

Продолжительность закачки тюменского газа в пласт

лет

20

Закачка сухого газа в пласт

млрд. м3

54,4

Отбор газа, всего

95,8

В том числе:

3

млрд. м млрд. м3

вуктыльского

45,5

технологического

8,3

тюменского из пласта

млрд. м3

42,0

Добыча нестабильного конденсата, всего

млн. т

6,3

В том числе:

извлеченного в составе пластового газа

млн. т

3,5

ретроградного

млн. т

2,8

Фонд скважин, всего

ед.

180

В том числе:

добывающих

ед.

103

нагнетательных

ед.

56

Продукция переработки углеводородного сырья на СГПЗ:

3

млрд. м3 млрд. м3

газ сухой

90,9

из него вуктыльский

43,3

стабильный конденсат

млн. т

4,8

СПБТ

млн. т

4,8

пропан автомобильный

млн. т

2,4

Капитальные затраты

млн. руб.

104,4

Выручка от реализации

млн. руб.

22 208

Текущие затраты

млн. руб.

15 050

Чистый доход

млн. руб.

5 009

обеспечит в сравнении с вариантом разработки на истощение дополнительный отбор 57,9 млрд. м3 газа (с учетом добычи закачанного газа) и 3,1 млн. т нестабильного конденсата (с учетом ретроградного конденсата), увеличение чистой дополнительной наличности на 2882 млн. руб. (вторая расчетная схема);

освобождение от платежей за пользование недрами, отчислений на восстановление материально-сырьевой базы и акцизного сбора обеспечит увеличение денежного потока на 15 % (вторая расчетная схема), дисконтированного потока денежной наличности - на 20 %.

7.5

ПРОГРАММА НАУЧНОГО СОПРОВОЖДЕНИЯ РАБОТ ПО ПЕРЕВОДУ ГКМ В РЕЖИМ РЕГУЛЯТОРА И ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА В НОВОМ КАЧЕСТВЕ

Хранилище-регулятор на базе действующего газоконденсатного месторождения создается впервые не только в отечественной, но и в мировой газопромысловой практике. Естественно поэтому, что важным компонентом комплекса мероприятий при организации и эксплуатации объекта должны быть научно-исследовательские работы.

Перечислим лишь основные из этих работ, которые предполагается выполнить на первом этапе создания хранилища-регулятора на Вуктыльском месторождении. Часть их будет продолжена и в последующие годы.

1. Комплексный промысловый контроль за процессом закачки газа и отбора продукции путем выполнения на скважинах газогидродинамических, газоконденсатных, геохимических, гидрогеологических исследований. Будет вестись анализ характера водопроявлений при эксплуатации объекта для прогнозирования динамики обводнения продуктивного пласта.

2.    Работы по совершенствованию комплексного контроля для создания перспективной рациональной системы контроля за объектом, эксплуатируемым в режиме хранилища-регулятора.

3. Анализ динамики геолого-промысловых и технологических параметров для контроля и прогнозирования развития процесса извлечения из пласта остаточных запасов углеводородов, а также для обоснования рекомендаций по управлению процессом в виде регламентирующих нормативных документов.

4.    Обоснование рекомендаций по оптимизации системы сбора и подготовки добываемой продукции с учетом изменяющегося ее состава вследствие неравномерности и увеличения степени охвата залежи нагнетаемым агентом.

5. Построение уточненной геологической емкостно-фильтрационной модели объекта с использованием современных методов исследований, включая методы космического структурометрирования.

6. Создание и адаптация постоянно действующей геолого-математиче-ской модели объекта для оптимизации процессов нагнетания и отбора. Модель будет воспроизводить условия трехмерной трехфазной фильтрации флюидов.

7.    Моделирование технологических режимов эксплуатации залежи в условиях переменного давления и при больших объемах хранения газа. Будут выполнены экспериментальные и аналитические исследования термогидродинамического поведения пластовой системы при эксплуатации залежи в режиме переменного давления. Будут также выполнены исследования, в том числе промысловые, по динамике технологических характеристик скважин, работающих в условиях переменного давления. По результатам исследований будет сделан прогноз параметров работы скважин на длительную перспективу и обоснованы рекомендации по технологии эксплуатации скважин.

8. Обоснование рекомендаций по корректированию схемы эксплуатации месторождения в режиме хранилища-регулятора. Будут также подготовлены технико-экономические соображения по эксплуатации месторождения с повышенными объемами хранящегося в пласте газа и при повышенных до 4-8 и 8-12 МПа рабочих давлениях.

9.    Создание алгоритма экономической оценки инвестиционного проекта с использованием вторичных методов и технологий добычи трудноизвлекае-мых запасов углеводородов.

10. Обоснование критериев применения технологии повышения углево-дородоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений.

Результаты предполагаемых научно-исследовательских работ будут иметь значение, которое трудно переоценить. Они, безусловно, будут широко использоваться в газодобывающей отрасли для повышения эффективности разработки месторождений природных газов.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений  »
Библиотека »