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

Глава 6

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

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

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

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

^kxjl^ky^{j ,}

представляют собой соосные эллипсы с центром в начале коорди-

и    2    *2 2    2    ,2    2    2.

нат и полуосями aj и bj, причем aj - bjij = a_J-I — b-₁ ij = fj, индекс j = 1, 2, ..., N соответствует номеру области (рис. 6.1); k_xj, k_yj -главные значения тензора проницаемости. Предполагается, что пласт имеет постоянную толщину h. Включение, моделирующее трещину гидроразрыва, характеризуется проницаемостью k_f = k_N+1и полуосями l = a_N и w = b_N, соответствующими полудлине и полуширине трещины.

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

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

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

131

Рис. 6.1. Схема кусочно-однородного анизотропного пласта:

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

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

(6.3)

у2п

N +1n^ZN +1 *

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

j ti , 2 - 2ti ,

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

² % j^qj

^aj ^{- b}j% j    ^aj-i ^{- b}j-H j

^qcj = J , „ %    '    ^qej = '

^1aj + ^bj% -

'^aj-i + ^bj-ii j

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

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

11

— ^{Re ф} j (^Zc j) = --^{Re Ф} j ^(Ze j+1⁾

^kj    ^kj,1

(6.5)

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

6.2. ПОСТРОЕНИЕ РЕШЕНИЯ

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

\

05

f

^Zj%

1

jj

(6.6)

^V j + ¦

V _j =

f_j²

^fj

jJ

-1, Zj =

т    ^k-n    ~,k+n    _    ^    7

Так как C2k = C2k при л < к, имеем

f _f \^2kfj

2k

2k    n

^Zj = L ^C2k

n= 0

2 (k-n)

05 ^j J

2%

( _f \^2k f,

n=1

k    n!

C^k =

n != 1 • 2 • 3 • n.

n

ki( n - k) !

Отсюда получим

ОТ    ОТ    г    -|

I GjZj = I9 jdV 2ⁿ + j ] + g_p;

(6.7)

k=1    n=1

_f    2k

^fj 05 ^j J

C2kⁿ , 2 < j< N + 1;

9jn = I ^Gk

k=n

2%

( _f \^{2n f}j 05 ^j J

jn

2%

9rn = ⁰' 9jo = I^G

n=1

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

-1    ОТ

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

п=—от    n=1

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

\ n +1

^fj

lnZ_j = ln—₀— - lnv _j +I —¹ v jⁿ , 1 < j< N + 1.    (6.9)

n=1 ⁿ

²% j

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

Vij = Qije , l= ce,1 < j< N + 1.

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

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

g j-in qj ЧеТ^х jl^{+ x} j-i) - gjiqCj^X j-i + q^-7^х j+

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

.    -    2n - 2n

^{+ g}j+in ^qc j ^qe ji

l ^qcN ^qeN +i^{(l + X}N ^{) - g}N +in^(qeN+i ^{+ X}N ^{) =}

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

₊ g-Lmq^ -

m

e

i

¦ln-

C2⁰⁵qe2

^X j =

(6.12)

o    (- i)ⁿ⁺ⁱ

"^XN ^;

2 Uk;

^g20

c

^kj + ^kj+i

^Emn ^X m = gmn ⁽q_cT ^-Xm ^{) -} g_m -^Ле^-иС^{1 -X}m^{) -}o (- i) ⁿⁱ

(6.13)

-X_m ,1 < m < N .

2uk_m

n

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

2n

^ф1 =    ¹^-тг ^{- lnv}i^{+ k}i^Gio^{- k}i^(xi^{i - н)} Z g2n f—^Vi

2и 2x1    2U    n=i {qciq

^j-1 kj q

¦ + I —- ln^qem + lnq

j j

^k1    2%1⁰⁵gc1    m = 2 ^km    q

'_j ^⁴ⁿ V ^qjJ

^gjn

+

2n

n=11 A jV j

(1 -A j)!,    2    <    j< N;

⁹ j n

^qcj^qej+1

Q

Ф.

2 л

^k1    ²%1    ^qc1    m =2 ^km    ^qc

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

+ ln—

^fN

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

n=1

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

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

m = j ^q_{c m}

n+1

1

[⁽! + ^An )^FNn    ^A N ^{]    1}

_ 4n

(6.15)

^q

Fj1 n _ a-

’ ^jn    -4n_1    _4n К , л—1 \

^qcj ^A j    ^qej ^[(1 +^A j_1⁾

N +1    ^{n    q}_{e N +1}

4

cj ⁿ (aj¹-1)

Q (_ 1)

2nk,

^gN H

=

Fm = 0,    2    <    j< N.

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

Q_

2 п

ln—

05 ^{- lnV}1 ^-

2%

^Ф1 = ^k1^G10 +

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

^-1) qc1 qe2qc2qe3 ^V1

-(1+х_)(1+ х₂)у-г-\ ' ^4c ^^e2^^{e3 V1}-_

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

n=1 ^{n [} q_e2 ^i(qe3 ^2 + ¹)+ q^2 (qe3 + ^2 )^J

^k2    ^f1

— In ^-+ lnqe2 - lnV2 +

Q

^Ф2 = ^k2^G10 +

^k1    ²%1⁰⁵qc1

2п

(6.16)

,n    2n -2 ni 4n    -2n    2n

n 2n 2n

^-1) q^2qe3

⁾

^V2 ^{- V}2

+ ⁽¹ +^2⁾ У '

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

^k3    ^f1

^Ф3 = ^k3^G10 + ~

2п

^k1    ²%i⁰⁵qcL    ^k2    qc2

+ q^ )(vN₊1 + vN2

+ У

qe3ⁿK+¹) + qii q^--3⁴ⁿ +51

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

,    _ч ™ / - n -2n 2n 2n

i₂ ^f _ln- 1, -> )У^-1) qc1 qni

Ф1 = k₁G₁0 + ^Q 2п

¹²2%05 ^{- lnV}1 ^{- (1} + ^1^)У-( 4Пл +.)

²%1    n=1 n (3⁴ X₁ + 1)

_n 2Z₂%°⁵q_{e2, ln} ^{2 2 e2} _, ^f2

Q

(6.17)

^Ф2 = ^k2^G10 +

2п

1^(v

(-1)

+ У

k2 f1 ² ln ¹

^k1    ²%1⁵qc1

⁾

, 2n    -2n

^VN+1 + ^VN+1)

n=1

n

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

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

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

=    Ке(ф _N) = -ЯЕ- ln г + ? С,

Pw =

10 ’

^kN^h

2як_хЬ

h

f    ^ к _л q

11— + I—ln —

²^1 ^qc1    m=2 ^km    ^qc,

ln г =

ln

(6.18)

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

¹¹1 _ Я j t!

^FNn ⁽¹ + ^N ^{)    1    q}e N+1^Я

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

2X1^0sqc1    k    Яс2

lnr =

ln

hezK _^1]

qeⁿ 2 + !⁾ + яС.²²⁽ qe3⁴ⁿ + ^A 2 ^)]

2 n -2n ^qc2 ^qe3

^[Я^422А1⁽

n=1 n

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

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

f    N    k    q

lnr = in-f-+У kLin^i .    (6.20)

²%1 ^qc1 m = 2 ^km    ^qcm

Пусть на удаленном эллиптическом контуре с полуосями x_c = R^⁵, y_c = R_c%[^0,5, где R_c >> f\, задано постоянное давление p_c. В координатах Zj этот контур представляет собой окружность Z_c = R_ce^J“, для которой имеем

(6.21)

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

_Q = ^2nk1^h бс ^{- 6}w

^Q0    ^    lnRc/rW .

(6.22)

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

(6.23)

Q = Q

^lnRc/r

6.3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ

НА ДЕБИТ СКВАЖИНЫ, ПЕРЕСЕЧЕННОЙ ТРЕЩИНОЙ

ГИДРОРАЗРЫВА

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

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

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

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

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

Таблица 6.1

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

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

etMT 6

РАЗДЕЛИТЕЛИ

6.1. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

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

Устройство работает следующим образом.

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

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

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

Эффективность

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

Разработчик

Рис. 6.1. Устройство для разделения несмешивающихся жидкостей:

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

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

жидкости

Тяжелая фаза

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

Литература

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

Краткое описание

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

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

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

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

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

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

Рис. 6.2. Трехфазный разделитель:

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

14 - сетчатый отборник; 15 - перегородка

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

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

Эффективность

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

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

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

6.3. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ

Краткое описание

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

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

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

Рис. 6.3. Аппарат для разделения смесей:

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

датчик регулятора уровня

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.4. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

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

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

Устройство работает следующим образом.

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

Эффективность

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

Рис. 6.4. Устройство для разделения трехфазной смеси:

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

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

Разработчик

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

Литература

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

Краткое описание

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

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

Фазный разделитель работает следующим образом.

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

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

Рис. 6.5. Фазный разделитель:

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

15 - отсек для тяжелой жидкости

повторное перемешивание разделенной жидкости в межтруб-ном пространстве.

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

запирание пространства между пластинами практически невозможно.

Данная конструкция позволяет использовать одновременно ряд труб в качестве опор.

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.6. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ И ДЕГАЗАЦИИ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

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

Аппарат работает следующим образом.

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

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

Рис. 6.6. Аппарат для разделения и дегазации жидкости:

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

15 - выходное отверстие гидроциклона; 16 - верхняя кромка перегородки

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

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

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

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

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.7. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСЕЙ С РАЗЛИЧНОЙ ПЛОТНОСТЬЮ

Краткое описание

Предложенное устройство представлено на рис. 6.7.

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

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

Устройство работает следующим образом.

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

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

13 - сбора тяжелой фазы; 14 - гидрозатвор

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.8. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ

Краткое описание

На рис. 6.8. представлен общий вид устройства.

Устройство работает следующим образом.

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

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

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

Рис. 6.8. Устройство для разделения жидкостных смесей:

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

Краткое описание

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

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

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

Трехфазный разделитель работает следующим образом.

Газожидкостный поток поступает через патрубок 2 в корпус

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

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

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

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

Рис. 6.9. Варианты выполнения трехфазного разделителя:

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.10. АППАРАТ ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ЖИДКОСТИ

Краткое описание

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

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

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

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

16 выхода газа снабжен вертикальным сетчатым отбойником 17.

Аппарат работает следующим образом.

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

А I Б 13

А-А

Б-Б

Рис. 6.10. Аппарат для разделения жидкостей:

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

фазы; патрубки:    12,    13 - отвода

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

16 - выхода газа; 17 - сетчатый отбойник

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.11. УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ ТРЕХФАЗНОЙ СМЕСИ

Краткое описание

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

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

Рис. 6.11. Устройство для разделения трехфазной смеси:

1 - корпус; 2 - входной патрубок;

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

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

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

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

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

6.12. ОТСТОЙНИК

Краткое описание

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

Устройство работает следующим образом.

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

Рис. 6.12. Отстойник для разделения двух несмешивающихся жидкостей:

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

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

пластин; 15 - отсек для сбора легкой жидкости

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

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

- менее 50 мкм) поступают в волокнистую пористую насадку

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

Эффективность

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

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

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

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

6.13. РАЗДЕЛИТЕЛЬ НЕСМЕШИВАЮЩИХСЯ ЖИДКОСТЕЙ

Краткое описание

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

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

Рис. 6.13. Разделитель несмешивающихся жидкостей:

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

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

Разделитель работает следующим образом.

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

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

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

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

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

Эффективность

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

Разработчик

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

Литература

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

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

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

Устройство работает следующим образом.

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

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

Рис. 6.14. Отстойник:

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

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

Эффективность

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

Разработчик

ВНИПИГазпереработка, г. Краснодар.

Литература

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

6.15. РАЗДЕЛИТЕЛЬ ЖИДКОСТЕЙ Краткое описание

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

На рис. 6.15 представлены различные разделители жидкости.

Разделитель работает следующим образом.

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

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

Эффективность

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

Рис. 6.15. Разделители жидкости:

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

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

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

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

его габариты. Техническое решение используется в промышленности.

Разработчик

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

Литература

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

6

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

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

Основные из предложенных методов повышения газоконденсатоотдачи описываются в настоящем разделе.

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

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

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

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

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

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

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

Многообразие составов природных газов предопределяет - наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических условий залежей - физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Естественно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения (рис. 6.1). Среди других составляющих особую роль в природных газовых смесях играют промежуточные углеводороды - этан, пропан, изо- и нормальный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5-30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10-20 до 85-95 % промежуточных углеводородов. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С₂-С₄, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых пластах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фазовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С₂-С₄ обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термобарических условий (табл. 6.1). Соответственно в межфазный массооб-мен вовлекаются другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. На рис. 6.2 представлена по данным [52] связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С₂-С₄ и выходом стабильного конденсата (С₅₊) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изучения поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалистам ВНИИ-ГАЗа [31] предложить обобщенную зависимость средних потерь стабильного конденсата (С₅₊) в пласте от потенциального содержания конденсата в газе начального состава (рис. 6.3). Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С₂-С₄, или, напротив, содержание последней ниже “среднего”. На рис. 6.4 приведен полученный во ВНИИГАЗе

[31] по экспериментальным данным график зависимости растворимости углеводородов С₅₊ в газе от содержания в смеси фракции С₂-С₄. Из этого графика следует, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное

1000 -800 -600 -400 -200 -

М, % (массовая доля)

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

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

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

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

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

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

ТАБЛИЦА 6.1

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

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

Результаты этих исследований излагаются ниже.

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

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

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

При разработке ГКМ на режиме истощения и снижении пластового давления до области давлений максимальной конденсации пластовой смеси происходит закономерное облегчение продукции залежи с переходом, в основном высокомолекулярной части смеси, в жидкое состояние. В зависимости от начального состава и пластовой температуры смесь характеризуется большими или меньшими давлениями начала и максимальной конденсации. Чем легче средний состав смеси, тем позднее начинается конденсация и тем раньше система вступает в область максимальной конденсации. В соответствии с этим область нормального испарения жидкой фазы начинается при большем или меньшем давлении в истощаемой залежи. Это подтверждается результатами аналитических исследований фазового поведения газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжин) ГКМ (табл. 6.2). Расчеты показали, что при уменьшении в 1,5 раза или таком же увеличении начального содержания фракции С₂-С₄ происходит соответствующее изменение фазового поведения смеси (рис. 6.6). Если в исходной смеси при содержании С₅₊ около 280 г/м³ и С₂-С₄ около 198 г/м³ (12,21 % (молярная доля)) давление начала конденсации составляет 28,6 МПа, то при полуторакратном уменьшении содержания промежуточных углеводородов (и неизменном содержании С₅₊) давление начала конденсации смеси возрастает до

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

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

= 84 °С.

Содержание С₂-С₄, %: 1 - 18,3, 2 - 12,2, 3 -8,1

(С,- С₄)/С₅₊

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

Краснодарского края)

р₀, МПа

30,8 МПа, а при полуторакратном увеличении С₂-С₄ снижается до 26 МПа. Экспериментальные исследования показали, что промежуточные углеводороды могут понижать давление начала перехода смеси в двухфазное состояние даже при одновременном увеличении в смеси тяжелых углеводородов (рис. 6.7).

Таким образом, промежуточные углеводороды: этан, пропан, бутаны -играют важную роль в межфазных массообменных процессах при разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления. Чем ниже содержание С₂-С₄ в системе, тем раньше, т.е. при большем давлении, система начинает разделяться на жидкую и газовую фазы и тем большая часть высокомолекулярных компонентов (С₅₊) переходит в неподвижное

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

жидкое состояние уже при высоких пластовых давлениях, ненамного меньших начального. Пластовые потери конденсата (С₅₊) возрастают при “недостаточном” содержании в смеси фракции С₂-С₄ пропорционально площади между кривыми “менее благоприятной” и “более благоприятной” по количеству С₂-С₄ газоконденсатных смесей (см. рис. 6.6, 6.7). По данным предпроектных исследований текущая и конечная конденсатоотдача пласта при разработке на истощение оценивается специалистами как недостаточно высокая. Анализ влияния начального содержания фракции С₂-С₄ на конден-сатоотдачу конкретного месторождения может явиться основанием для того, чтобы предложить проект разработки, в котором корректируются неблагоприятные последствия недостаточного содержания С₂-С₄ путем реализации метода воздействия на пласт. Очевидно, воздействие на пласт должно существенно уменьшить пластовые потери конденсата, но, в отличие от обычного сайклинг-процесса, быть достаточно эффективным при относительно невысоких пластовых давлениях. Изложенные результаты исследований являются основой для разработки соответствующих методов воздействия на газоконденсатный пласт, обеспечивающих повышение его углеводородоотдачи.

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

1 - смесь с содержанием С₅₊ = = 4,23 % (молярная доля), не содержащая фракции С₂-С₄;    2 -

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

Так, авторы с сотрудниками получили патент на следующий способ разработки газоконденсатного месторождения [17].

После ввода месторождения в эксплуатацию из продуктивного пласта отбирают углеводородную смесь в режиме истощения до давления максимальной конденсации фракции С₂-С₄ пластовой смеси. Затем продолжают разработку с частичным поддержанием давления путем нагнетания в пласт сухого углеводородного газа. В том случае, если начальное содержание С₂-С₄ в пластовой смеси меньше двухкратного содержания С₅₊, перед закачкой сухого углеводородного газа создают в пласте оторочку, представляющую собой насыщенный этан-пропан-бутановой фракцией углеводородный газ. Объем оторочки должен быть не менее 15 % порового объема пласта или его части, в пределах которой осуществляется воздействие. Перед началом испытаний выполнили анализ результатов проведенных ранее экспериментов, в которых изучалось влияние начального состава пластового газа газоконденсатного месторождения на коэффициент извлечения конденсата при разработке месторождения.

Было изучено влияние содержания фракции С₂-С₄ в пластовом газе на процесс фазового перехода при разработке пласта на режиме истощения. Установлено, что при изменении начального содержания С₂-С₄ в модельной газоконденсатной смеси типа пластовой смеси Уренгойского (валанжинские отложения) месторождения давление начала конденсации пластового газа и текущее содержание конденсата (С₅₊) в добываемом газе также изменяются пропорционально содержанию С₂-С₄ (см. рис. 6.6). Отсюда следует, что путем нагнетания в пласт в процессе его разработки смеси сухого газа с фракцией С₂-С₄, концентрация которой в этой смеси превышает концентрацию С₂-С₄ в пластовом газе, можно увеличить текущую и конечную конден-сатоотдачу пласта. Была получена зависимость коэффициента извлечения конденсата к моменту снижения давления до давления 1,5 МПа от отношения содержания фракции С₂-С₄ к содержанию фракции С₅₊ в пластовом газе, аналогичная приведенной на рис. 6.5. Согласно этой зависимости, по мере увеличения отношения (С₂-С₄)/С₅₊ коэффициент извлечения конденсата возрастает, причем особенно резко до значений отношения, равных 2-3. Если начальное содержание фракции С₂-С₄ меньше двукратного содержания С₅₊, целесообразно перед нагнетанием сухого углеводородного газа создать в пласте оторочку из смеси сухого газа и фракции С₂-С₄, причем содержание С₂-С₄ в этой смеси должно быть выше, чем в равновесной пластовой фазе при термобарических условиях истощенного к моменту начала воздействия пласта. Количество закачиваемой смеси сухого газа и С₂-С₄ должно соответствовать объему не менее чем 15 % объема пор пласта или его части, где будет осуществляться воздействие на пласт. Это следует из данных, полученных автором в ходе экспериментального обоснования объема оторочки растворителя при вытеснении пластовых углеводородов из неоднородного пласта, каковыми являются практически все вмещающие газоконденсатные залежи-коллекторы. Таким образом, при воздействии на пласт конденсатоотдача оказывается выше, чем при истощении, во-первых, из-за вытеснения пластовой газовой фазы с растворенным в ней конденсатом и, во-вторых, из-за испарения части выпавшего конденсата, составляющего обычно неизвлекаемые потери.

В качестве примера реализации предложенного способа воздействия на пласт были выполнены эксперименты по физическому моделированию процесса разработки на режиме истощения газоконденсатного месторождения, начальное содержание фракции С₂-С₄ в пластовом газе которого составляет 8,1 %, а фракции С₅+ - 5,28 %, т.е. отношение (С₂-С₄)/С₅+ = 1,5 < 2.

Модель газоконденсатного месторождения (пласта) представляла собой цилиндрическую трубу с внутренним диаметром 30 мм, длиной 1000 мм, заполненную утрамбованной широкой фракцией кварцевого песка. Пористость модели составляла 29 %, проницаемость - 64-10^-15 м². Поровое пространство модели сначала заполняли метаном, создавали в модели давление около 35 МПа и нагревали ее до 84 °С. Затем при этих термобарических условиях замещали метан на смесь алканов от метана (С₍) до гептадекана (С₁₇). По своим термодинамическим и физико-химическим параметрам смесь была близка к натурным газоконденсатным смесям: давление начала конденсации

30,8 МПа (при температуре 84 °С), начальный конденсатогазовый фактор 280 г/м³.

Первым из трех экспериментов моделировалась разработка ГКМ на режиме истощения до конечного давления 1,5 МПа. Динамика состава продукции и материального баланса добываемых углеводородов контролировалась с помощью комплекса приборов, включавших образцовые манометры, хроматограф, газовый счетчик и некоторые другие устройства. Отбор продукции модели осуществляли с темпом, обеспечивающим равновесный меж-фазный массообмен. К концу истощения из модели было отобрано 23 % пен-танов плюс вышекипящих.

Второй эксперимент отличался от первого тем, что процесс истощения до давления максимальной конденсации фракции С₂-С₄, равного 16 МПа, вели без поддержания давления, а затем с частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа, пока пластовое давление не понизилось до 1,5 МПа. К концу эксперимента из модели было отобрано

24,5 % пентанов плюс вышекипящих.

Третий эксперимент отличался от второго тем, что после истощения модели до давления, равного давлению максимальной конденсации фракции С₂-С₄, процесс осуществляли с закачкой смеси, содержащей метан и 12,2 % фракции С₂-С₄, пока в модели пласта не была создана оторочка из этой смеси объемом 15 % объема пор модели. Затем продолжили процесс истощения с частичным поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа.

К концу эксперимента коэффициент извлечения фракции пентаны плюс вышекипящие составил 30,5 %.

Таким образом, эксперименты показали, что разработка газоконденсатного месторождения на режиме истощения до давления максимальной конденсации С₂-С₄ с дальнейшим частичным поддержанием давления путем закачки сухого углеводородного газа позволяет повысить конденсатоотдачу пласта по сравнению с разработкой без воздействия. Кроме того, показано, что в случае, когда начальное содержание С₂-С₄ в пластовой смеси меньше двукратного содержания С₅+, создание оторочки из смеси углеводородного газа и фракции С₂-С₄ объемом не менее 15 % объема пор зоны воздействия позволяет обеспечить дополнительное увеличение углеводородоотдачи пласта.

Описанный способ, как было указано, предполагает реализацию на объектах типа валанжинских отложений Уренгойского месторождения и позволяет существенно повысить конденсатоотдачу пласта.

6.1

ВЫТЕСНЕНИЕ ВЫПАВШЕГО КОНДЕНСАТА РАСТВОРИТЕЛЕМ (ЭКСПЕРИМЕНТ НА ВУКТЫЛЕ)

Опытно-промышленный эксперимент по вытеснению выпавшего ретроградного конденсата углеводородным растворителем был осуществлен на Вуктыльском ГКМ согласно проекту, получившему название “Конденсат-1”.

В проекте был обоснован выбор опытного участка на месторождении, имеющем сравнительно небольшие размеры и остаточные запасы углеводородов, что позволяло в короткие сроки получить промысловые результаты, необходимые для оценки эффективности воздействия и сопоставления с ранее выполненными лабораторными и теоретическими данными.

В качестве такого полигона был выбран участок залежи на северном куполе месторождения в районе УКПГ-1, ограниченный по периметру прямыми, соединяющими на структурной карте скв. 93, 91, 92, 106, 105, 104, 159. В центре участка располагались скв. 38 и 103, одна из которых (скв. 103) была выбрана как нагнетательная. Для оперативного контроля за процессом отбора из пласта вытесняемой углеводородной смеси вблизи центральной группы скважин были специально пробурены дополнительно две скважины (256 и 257). Контрольно-эксплуатационные скважины первого контура 38, 256 и 257 расположены от нагнетательной скв. 103 на расстояниях соответственно 225, 175 и 450 м (по подошве отложений московского возраста). Добывающие скважины второго контура (93, 91, 92 и др.) расположены от нагнетательной скважины на расстояниях в основном не менее 1 км.

Скважина 38 - искусственный забой 3281 м, эксплуатационная колонна

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 6.8. План расположения скважин опытного участка.

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

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

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

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

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

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

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

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

физико-химические свойства добываемого конденсата, содержание фракции С₂-С₄ в продукции и другие необходимые параметры.

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

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

Второй вал конденсата наблюдался с первых чисел апреля 1988 г., т.е. спустя две недели после начала закачки газа в скв. 103 для продвижения оторочки. В этот период, который продолжался до конца мая, повышение выхода конденсата было несколько меньшим (до 54 г/м³), но конденсат поступал более тяжелым по своему составу. Суммарная молярная доля фракции С₃-С₄ увеличивалась до 8,3 %. Аналогичные изменения наблюдались и в скв. 38.

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

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

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

На рис. 6.10 представлена динамика параметров продукции скв. 38 и 256 в процессе вытеснения пластовой смеси оторочкой ШФЛУ, проталкиваемой сухим газом (содержание конденсата (q), его плотность (р_к), содержание пропан-бутановой фракции (2 С₃-С₄), отношение содержания метана к содержанию этана (Q/Сз), относительный объем закачанных агентов (V₃/V_n)).

По результатам эксперимента были сделаны следующие выводы.

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

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

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

Для дальнейших рассуждений необходимо сделать предварительные замечания.

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

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

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

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

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

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

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

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

доб

Q

671

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

K =    ⁴¹⁴⁵-°’⁹⁴ _я 0,96.

возвр 7970.0^553.0^92    ’

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

6.2

РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ С НАГНЕТАНИЕМ НЕРАВНОВЕСНОГО ГАЗА

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

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

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

6.2.1

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОПЫТНОГО УЧАСТКА

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

ТАБЛИЦА 6.3

Геолого-промысловая и фильтрационно-емкостная характеристика скважин опытного участка

Параметры коллекторских свойств пород в работающих интервалах

Интервал перфорации фильтра, открытого ствола, м

Толщина работающего интервала, м

Пер-фори-рован-ная толщина, м

Дата

прове

дения

ГИС

Но

мер

сква

жины

Дебит на 01.01.89, т-м³/сут

к_п.

т, %

iv ^м

10^-15 м²

57

35

2916-3018

3022-3030

3052-3068

3124-3140

3168-3215

2573-2900,5

(открытый

ствол)

3000-3040

3055-3065

3090-3190

3200-3230

3275-3282

3290-3320

2505-2535

2580-2730

2780-2840

2840,6-2851

2800-2898

2905-3001

3108-3136

3144-3160

3280-3330

2810-2930

3000-3040

3095-3175

2800-2830

2850-2960

3030-3140

3314-3336

2954-3071

3104-3200

189

327,5

217

250,4

194

94

240

272

213

312

331

10

564

410

206

257

218

127

128

129

133

150

151 158

195

3,5

17

8,3

0,68

07

21.01.87

2846-2858

2872-2907

3000-3007

2800-2825

2850-2913

(3029-3100)*

54

35.3

33.4

2,5

0,78

10,7

8,5

20

23.03.81

02

03.12.83

Возраст

пород

Тектоническое нарушение

Pjas-Cjvn

PjS-Cjpr

Pjas-Cjvn

C₂m-Cjpr

C₂b-Cjvn

C₂m-Cjvn

C₂b-Cjmin

C₂m-C₂b

Работающий интервал, м

2940-2948

2963-2970

3129-3142

3168-3197

3089-3100

3218-3224

Незначительная газоотдача, в подсчет не включена.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1-я    группа - тонкопорово-микрокаверново-трещинные,

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

2-я    группа - порово-микрокаверново-трещинные,

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

3-я    группа - трещинно-микрокаверново-поровые,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

пластовые воды, представленные главным образом подошвенными;

конденсатогенные воды (техногенные конденсационные);

технические жидкости (продукты СКО).

В большинстве случаев попутные воды представлены сложными смесями указанных типов.

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

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

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

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

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

Исходные данные для расчета находились следующим образом.

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

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

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

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

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

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

Текущие запасы газа и конденсата опытного участка

ТАБЛИЦА 6.5

Параметры и запасы газа и конденсата по объектам участка

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

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

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

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

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

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

Все перечисленные скважины имеют низкие коэффициенты фильтра-

ТАБЛИЦА 6.6 Эксплуатационная характеристика скважин участка

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

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

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

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

6.2.2

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.2.3

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ

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

ПАРАМЕТРЫ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

= [(С,)_пр0д - (С₁)_ПЛ]/[(С₁)_ТЮМ - (C.U,

где (С()_прод, (С()_тюм, (С()_пл - содержание компонента (метана) соответственно в добываемой продукции, в закачиваемом газе, в пластовом газе.

Во втором случае расчетная формула имеет следующий вид:

«2 = [(С₂)пл - ^(ё2⁾прод ]/[(С₂)пл - ^(ё2⁾тюм^],

или

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

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

Для оценки коэффициента охвата пласта закачиваемым газом используют следующую информацию:

объем пор опытного участка или начальные запасы пластового газа в этом объеме, О_пл._г;

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

объем тюменского газа, извлеченного обратно из пласта на расчетный момент времени, О_т._гизвл;

среднее пластовое давление в зоне, занятой оставшимся пластовым газом, р_плг, и в зоне, занятой закачанным тюменским газом, р_тг;

коэффициенты сжимаемости пластового и тюменского газов при текущих термобарических условиях пласта 2_плг и Ъ_тг.

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

Расчетная формула в этом случае имеет следующий вид:

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

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

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

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

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОБЫЧИ РЕТРОГРАДНЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ

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

[1] Определение объема газа продукции за расчетный период:

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

[2] Определение объема тюменского газа за расчетный период:

V_TI0M = а [1] (млн. м³),

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

[3]    Определение объема пластового газа за расчетный период:

^пл = [1]-[2] (млн. м³).

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

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

[4]    масса С_2прод = 12,50-С₂-[1] (тонны),

[5]    масса С_3прод = 18,33-С₃-[1] (тонны),

[6]    масса С_4прод = 24,16-С₄-[1] (тонны),

[7] масса С_5+прод = 0,4157-С₅₊- М_с -[1] (тонны),

[8]    суммарная масса С_2-4 _прод = [4] + [5]    +    [6]    (тонны),

[9]    суммарная масса С_{2+ прод} = [7] + [8]    (тонны),

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

Молекулярная масса рассчитывается из промыслового КГФ по формуле

0, 02406*?_{с +} • (100 - C₅₊ )

М_с_

5+

^C5+

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

^C5+

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

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

[10]    масса С₂ф_он = 12,50- C^-[3] (тонны),

[11]    масса С₃ф_он = 18,33- C₃-[3] (тонны),

[12]    масса С₄ф_он = 24,16- C₄-[3] (тонны),

[13]    масса С₅+ф_он = 0,4157- С^+ • Мё [3] (тонны),

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

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

0,02406 • qC • (100 - C5+ )

MC = --—;

^C5+    C5+

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

^C5+

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

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

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

[14]    масса    С_2тюм =    12,50-С2 -[2]    (тонны),

[15]    масса    С_3тюм =    18,33-С₃ -[2]    (тонны),

[16]    масса    С_4тюм =    24,16- С"-[2]    (тонны),

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

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

5 +

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

^C5+

дим молекулярную массу тюменского газа:

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

Пересчитываем состав тюменского газа на 1 моль:

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

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

[18]    масса    С_2ретр    =    [4]    -    [10]    -    [14]    (тонны),

[19]    масса    С_3ретр    =    [5]    -    [11]    -    [15]    (тонны),

[20]    масса    С_4ретр    =    [6]    -    [12]    -    [16]    (тонны),

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

[22]    масса С₂-С_4ретр = [18] + [19] + [20] (тонны),

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

[24]    - [25] - средний КГФ:

[24]    газа продукции за расчетный период

[7]/[1] (г/м³),

[25] приходящийся на долю тюменского газа за расчетный период

[21]/[2] (г/м³).

[26]    - [28] - среднесуточная добыча:

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

[26] + [27] (т/сут).

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

[29]    С₅+ (из газа продукции):

[33]    С₂+ (из газа продукции)

[29]    + [31](тонны),

[34]    С₂+ из ретроградной части

[30]    + [32] (тонны).

[35]    - [38] - содержание углеводородов:

[35]    этана в газе продукции

[4]/[1]    (г/м³),

[36]    пропана в газе продукции

[5]/[1]    (г/м³),

[37]    бутанов в газе продукции

[6]/[1]    (г/м³),

[38]    промежуточных углеводородов в газе продукции

[35] + [36] + [37] (г/м³).

[39]    - накопленная добыча газа продукции

[40]    - [43] - содержание углеводородов:

[40]    ретроградного конденсата в накопленном газе продукции

[30]/[39] (г/м³),

[41] промежуточных углеводородов ретроградной части в накопленном газе продукции

[32]/[39] (г/м³),

[42] ретроградного конденсата в газе продукции за расчетный период

[21]/[1]    (г/м³),

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

[22]/[1]    (г/м³).

ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

168,3 мм.

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

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

Смеситель используемого стенда для испытания струйных    аппаратов

обеспечивает    ввод воды    и жидкого конденсата    в поток    товарного

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

воды в    виде пара    или мелкодисперсной    капельной    жидкости,

1-100 г/м³;

жидкого    конденсата в виде мелкодисперсной    капельной    жидкости,

0-50 г/м³.

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

количественная оценка заданной концентрации газовой смеси на выходе смесителя;

измерение фактической концентрации газовой смеси на сепараторе.

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

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

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

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

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

ТАБЛИЦА 6.8

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

= Тпл > Т\

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

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

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

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

Рис. 6.15. Распределение температуры в скважине (Т_с) и окружающих породах (Т_п) на режиме отбора и температуры в остановленной скважине (Г_ост)

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

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

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

-At_H0M = 2 ном -АР,

где ^ _ном - номинальное значение коэффициента Джоуля - Томсона (для ВНГКМ ^ _ном ~ 4,0 °С/МПа); Ар = ^_ст-^_дин - депрессия, принимаемая равной для всех Н_др данной скважины.

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

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

4 сут после ее остановки.

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

Рис. 6.17. Результаты промыслово-геофизических исследований

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5 выше уровня воды непредставительна, поэтому    депрессию придется

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

495всп2

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

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

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

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

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

6.2.4

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

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

ДИНАМИКА СОСТАВА ПРОДУКЦИИ

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

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

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

Рис. 6.20. Динамика содержания метана (/), соотношений С₁/С₅₊ (2) и Cj/N₂ (3) в добываемом

газе скв. 129

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

12

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

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

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

скв. 129

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

/ - С₁/С₄; 2 - (С₁- к-С₄)/(С₂- изо-С₄); 3 - С₁/С₃; 4 - С₁/С₂

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

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

газе скв. 133

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

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

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

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

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

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

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

/ - С₁/С₄; 2 - С₁/С₃; 3 - (С₁- н-С₄)/(С₂-шо-С₄); 4 - С₁/С₂

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

Вследствие того, что метан и азот характеризуются значительными константами фазовых равновесий в термобарических условиях пласта (>>1), после подхода фронта тюменского газа к эксплуатационной скважине содержание метана и азота в продукции определяется их содержанием в тюменском газе и долей в ней тюменского газа. Компоненты фракции С₂₊ характеризуются существенно меньшими, чем у метана и азота, константами фазовых равновесий. Поэтому после прорыва тюменского газа за его фронтом остается резерв компонентов С_2-4 и С₅₊ в виде раствора в ретроградном конденсате. Растворенные компоненты в процессе дальнейшей закачки газа активно вовлекаются в испарение и извлекаются из пласта в составе газовой фазы. В первую очередь извлекается самый легкий компонент фракции - этан. Это хорошо видно из анализа динамики состава продукции скважин, к которым прорвался тюменский газ, в особенности скв. 129, показавшей снижение содержания этана от 10,3 % (молярная доля) в момент прорыва до 2,1 % в сентябре 1997 года (см. рис. 6.21). Для дальнейшего периода характерно постепенное понижение молярной концентрации в смеси пропана и остальных компонентов газоконденсатной смеси в порядке возрастания их молекулярных масс.

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

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

C_t . С₁. С₁.    _С^. C2. С_.    Сз. ёзо-С₄ . C_t • н-С₄

N₂ ’ С₂ ’ С₄ ’    С₅₊ ’ С₃ ’ С₄ ’    С₄ ’ н-С₄ ’ С₂ • изо-С₄    '

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

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

и 6.24).

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

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

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

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

ОЦЕНКА ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ СКВАЖИН

ОПЫТНОГО УЧАСТКА

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

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

ТАБЛИЦА 6.10

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

Среднесуточная добыча, т/сут

К*    К*    Ki

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

Среднесуточная добыча, т/сут

*¦¦>4

Оо    ю

Кч    К»

и о >л й>

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

Ki

ф    '-W    Os    N©    к»

"d

я

0,0

I ? ta М ЕВ У Г&

2^

_ ?а ft О I OV

S я -

rj _w 2

я л и н • -в ^ о

СО g ?а Я

г

+ -s - • CD '§ О-в

tsj О Л ta -• О Vo"

очо

Я

и н

• о ^ л

Сп И

ОЬ fa

о

I OV

S м л

У рг о ¦© Я л и Н

• -в ^ О

Й

о'З

§

ow

tsj О Л ?а -• О Vo"

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

Среднесуточная добыча, т/сут

«5    <4.    Os

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

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

а - на 01.04.96; б - на 01.07.97

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

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

б

АНАЛИЗ СУММАРНЫХ ОБЪЕМОВ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ И СРЕДНЕВЗВЕШЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ЗАКАЧКИ ГАЗА

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

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

Рис. 6.35 иллюстрирует динамику объемов закачанного и отобранного

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

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

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

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

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

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

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

На рис. 6.37 представлена диаграмма добычи ретроградных углеводородов. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных С₅₊, верхняя - С₂-С₄, а столбец в сумме показывает величину добычи С₂₊. Аналогично организованная диаграмма на рис. 6.38 характеризует накопленную добычу этана и высших углеводородов, включая ретроградную часть.

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

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

Объем газа, млн.

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

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

bj    Ui    4^    On    о©

^ ^ ^ ^ ^

янв 94 апр 94 июл 94

окт 94

о

С\

?

-

» ч

5а

янв 95

СВ

О

§ апр 95 июл 95

окт 95

t,. За я

INJ О

:

Р>й

fo 2

й^?

¦к

янв 96

^ апр 96

а

июл 96

П

н

я окт 96

¦в

н«

§ янв 97

Гб

я

Щ апр 97

I

00

июл 97

окт 97 янв 98

"d

я

Э

s

=:

*<

Добыча С_г+, тыс.

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

1 - С₅+; 2 - С2-С4

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

конденсата:

1 - молекулярная масса конденсата; 2 - плотность конденсата

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

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

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

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

ретроградных углеводородов)

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

Затраты на добычу: 1 - С₅₊, 2 - С_3-4, 3 - С₂-С₄, 4 - С₂+

КОНТРОЛЬ ЗА ОХВАТОМ ПЛАСТА ТЮМЕНСКИМ ГАЗОМ

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

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

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

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

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

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

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

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

К_охв = ^₃а_К._т.г^_швл._т.г)^_пл.г= (1711,68 - 829,5)/1562,65 = 0,56, или 56 %.

АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРОПАН-БУТАНОВОЙ ФРАКЦИИ

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

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

Во втором полугодии 1997 г. были соответствующим образом модернизи-

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

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

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

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

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

а - на скв. 133; б - на скв. 150; 1 - С₃ • 2 - C_4l

К.    bjbj    '•«*>

^    V|    <^>    <-h

= апр 94

июл 94

апр 95

» окт 94 ¦о

янв 95

§ апр 96

о

§ июл 96

3

=

о

* окт 96

янв 97

апр 97

Я

Э июл 97

окт 97 янв 98

За

о

С\

я ?

*< ч

5а

съ

о

июл 95

, "©

I о

NH ⁵³

В о

¦О Я

§ _в    окт 95

У *©

М о - я

NJ §

»    янв 96

бутаны

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

На рис. 6.47 показана динамика добычи пропан-бутановой фракции ретроградной части продукции по участку в целом. Нижняя часть каждого столбца отражает объем извлеченных н-С₄ + изо-С₄, верхняя - С₃, а столбец в сумме показывает величину добычи С_3-4. Согласно этим данным, к 01.01.98 на опытном участке добыто 41,1 тыс. т ретроградных пропана и бутанов.

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

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

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

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

РЕЗУЛЬТАТЫ ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

районе УКПГ-8:

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

скважины

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

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

полигоне “ Конденсат-3 ”:

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

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

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

6.3

НАГНЕТАНИЕ СУХОГО ГАЗА В ОБВОДНЯЮЩИЕСЯ ЗОНЫ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 6.50. Схема экспериментальной установки:

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

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

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

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

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

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

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

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

истинное внутрипоровое течение;

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

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

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

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

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

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

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

5 МПа) в сухой газ переходят в основном низкомолекулярные компоненты ретроградного конденсата, то в качестве модели пластовой углеводородной жидкой фазы в описываемых экспериментах использовали смесь С₅Н₁₂ + + C₆Hi4 + С₇Н_Ш с молекулярной массой 86,2 г/моль. В качестве модели законтурной воды использовали слабоминерализованную воду, в качестве модели сухого газа - азот. Скорости фильтрации не превышали значений, при

ТАБЛИЦА 6.11 Характеристика пористых сред

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

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

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

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

1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'

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

1 - к','; 2 - к2'; 3 - к3'; 4 - к4'

s ж,%

60 -1-1---1-I—-1-1-1-

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

Объем закачки, объем пор

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

необводненной части 35-10^-15 м²

Доля газа а", %

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

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

Объем закачки, объем пор

1 - kj"; 2 - k2; 3 - k4; 4 - кз

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

= 4 МПа, Т = 20 °С):

1 - kj"; 2 - k2; 3 - k3'; 4 - кЦ

Г = 20 °С; S;

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

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

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

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

6.4

ПОВЫШЕНИЕ ГАЗООТДАЧИ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ АЗОТА В ОБВОДНЯЮЩУЮСЯ ГАЗОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

6.4.1

ОБЩИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ

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

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

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

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

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

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

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

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

Характеристики физических моделей пласта и некоторые данные экспериментов на этих моделях приведены в табл. 6.12 (р₀ -начальное давление в модели пласта).

Процесс защемления газа водой в пористой среде исследова-

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

ТАБЛИЦА 6.12

Основные характеристики моделей пласта и выполнявшихся на них экспериментов

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

б

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.60. Состав отбираемого газа при закачке азота:

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

а

0    20    40    60    80

Объем отбора, % от объема пор

Рис. 6.61. График содержания метана в отбираемом газе:

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

= 570-10^-15 м²; 6 - k = 392-10^-15 м²

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