Разработка родовищ газоконденсатного типа

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Родовища газоконденсатного типа.

В на відміну від суто газових родовищ газоконденсатные розробляються щоб одержати як газу, а й високомолекулярних компонентів — газового конденсату, надзвичайно цінного сировини нафтохімічного виробництва. Нерідко конденсат є основним цільовим сировиною. Тому режими розробки газоконденсатних родовищ слід оцінювати як способи видобутку газу і газу, і - особливо — конденсата.

Разработка на истощение.

Газоконденсатные поклади у тому початковому — на даний момент відкриття — стані характеризуються високими шаровими давлениями, сягаючими зазвичай кілька десятків мегапаскалей. Зустрічаються поклади з відносно низькими (8−10) і дуже високими (до 150- 180 МПа) початковими шаровими давлениями. Основні запаси вуглеводнів в покладах газоконденсатного типу присвячені об'єктах з початковими шаровими давлениями 30 — 60 МПа. У виконанні вітчизняної газопромысловой практиці розробка газоконденсатних родовищ здійснювалася донедавна на режимі використання природною енергії пласта. Такий режим («виснаження») вимагає для своєї реалізації мінімальних капітальних вкладень і щодо поміркованих поточних потребує матеріальних та на неї. У історії розробки газоконденсатного родовища, як і розробки суто газового, відбувається послідовна зміна кількох характерних періодів: освоєння і пробної експлуатації; наростаючою, максимальної, падаючої видобутку; завершальний період. На відміну від розробки суто газової поклади у цьому разі має справу з продукцією, постійно изменяющей свій склад. Це з явищами ретроградною конденсації пластовою вуглеводневої суміші за незначного зниження пластового тиску. Високомолекулярні углеводородные компоненти суміші після зниження тиску або в поклади нижче тиску початку конденсації рнк переходить до рідку фазу, яка залишається нерухомій на всьому протязі розробки родовища з низькою фазової насиченості (трохи більше 12−15% обсягу пір), набагато меншою порога гідродинамічної рухливості (40 — 60%). Відбір вуглеводнів з газоконденсатного пласта на режимі виснаження супроводжується массообменными явищами в углеводороднасыщенном поровом просторі колектора, які відповідають процесу диференціальної конденсації суміші. У сфері високого тиску (зазвичай вищі 15 -20 МПа) склад відібраної з пласта продукції свердловин змінюється практично таким самим чином, як із контактної конденсації суміші. Процес контактної конденсації відрізняється від процесу диференціальної конденсації тим, що зниження тиску у системі проводиться шляхом изотермического збільшення обсягу системи. Цей процес відбувається досліджують або розрахунковим шляхом, використовуючи даних про константи межфазного рівноваги складових суміш індивідуальних вуглеводневих компонентів, або на посудині фазових рівноваг з розсувними поршнями. Слід зазначити, що контактної конденсації в газопромысловой практиці не зустрічається, а часом використовується при дослідженні межфазного масообміну з простоти і високої міри відповідності пластовим явищам, особливо підвищених шарових тисків. Г. С. Степанова і В. М. Шустеф докладно вивчали особливості процесу диференціальної конденсації вуктыльской пластовою суміші, виконуючи одночасно порівнювати розрахунки з контактної конденсації [47]. По даним цих дослідників, граничну тиск, нижче якого розрахункові склади газової фази для диференціального й у контактного процесів не однакові, одно приблизно 20 Мпа. Як приклад розробки на режимі виснаження можна розгледіти експлуатацію запасів вуглеводнів Вуктыльского газоконденсатного родовища. Історія розробки цього родовища (Республіка Комі) почалося з відкриття середині 1960-х років найбільших у європейській частині Росії покладів вуглеводнів в пермско-каменноугольных карбонатних відкладеннях. Родовище приурочено до брахиантиклинали субмеридионального простирания площею більш як 250 км² і амплітудою понад 1500 м (по підошві ангидритовой пачки кунгурского ярусу). Складка міститься у осьової частини Верхнепечорской западини Предуральского Крайової прогину (Тимано-Печорская нафтогазоносна провінція). Західне крило складки круте (до70 -90°), звід вузький гребневидный; в при-осевой частини складки це крило порушено надвигом, падаючим Схід з точки 65 — 70°. Амплітуда вертикального усунення близько 600 м. Східне крило складки щодо положисте (20 — 25°).

У геологічному розрізі присутні ордовикско-силурийские, кам’яновугільні, пермські і триасовые відкладення, перекриті четвертичными. Встановлено дві газоконденсатные поклади. Основна поклад приурочена до органогенным известнякам і утвореними із них вторинним доломитам визейско-артинского віку. Продуктивна товща за вертикаллю становить близько 800 м; вона перекрита 50−100-метровой дачкой тріщинуватих аргиллитов верхнеартинского подъяруса і гипсово-ангидритовой товщею кунгурского ярусу, що є хорошою покришкою. Відкрита пористість колекторів змінюється від 5 — 6 до 22 — 28%, проникність коштує від 10−15- 10−16 до (4 — 8)10−12 м3. Поклад масивна, сводовая, тектонически обмежена. Глибина залягання покрівлі резервуара 2100−3300м. Є нафтова оторочка.

Пластова газоконденсатна суміш характеризувалася наступним початковим усередненим складом, % (молярные частки): метан 74,6; етан 8,9; пропан 3,8; бутаны 1,8; пентан плюс вышекипящие 6,4; азот 4,5. Конденсат мав початкову щільність близько 0,745 г/см3, у якому метанових вуглеводнів становила, % (молярные частки), 71; ароматичних 11,9; нафтеновых 17,1. У конденсате було від 0,5 до 1,2% парафіну, від 0,02 до 0,09% сірки. Нафта нафтової оторочки легка (щільність 0,826 — 0,841 г/см3), высокопарафинистая (4,0 — 8,1%), вміст сірки у ній від 0,15 до 0,22%.

Початкові запаси газу на Вуктыльском родовищі становили 429,5 млрд. м3, конденсату 141,6 млн. т, Початкова характеристика пластовою системи оцінювалася такими середніми величинами: пластовий тиск 36,3 МПа, температура 62 °З, тиск початку конденсації пластовою вуглеводневої суміші 32,4МПа, конденсатогазовый чинник 360 г/см3. Розробка Вуктыльского НГКМ була започаткована 1968 р. Генеральний план розстановки свердловин на родовищі формувався відповідно до принципами, обгрунтованими в проектах ОПЭ і розробки. Буріння експлуатаційних свердловин розпочався 1968 р. Поклад разбуривалась без відступів від генерального плану, беручи до уваги необхідних уточнень, що з рельєфом місцевості і видачею резервних точок замість ліквідованих скважин.

Поєднання ОПЭ з розвідкою дозволило з 44 розвідувальні свердловини використовувати 28, тобто. 21 свердловину перекласти на експлуатаційні, шість — в контрольно-спостережні й одне — в пьезометрические.

Темпи введення свердловин у експлуатацію різко відставали проектних, до того ж час обсяги видобування газу та конденсату відповідали проекту.

Перші чотири роки розроблявся лише північний купол, у якому зосереджена основна частка запасів газу та конденсату. Південний купол введений у правове розробку в 1973 г. Середньодобові дебети підтримувалися на максимально можливий рівні. У цьому більшість свердловин (близько 80%) працювало одночасно по ліфтовим трубах і затрубному простору і за максимально допустимих депресіях, складових від 6 до 8 МПа. Діапазон дебитов на той період було дуже великий — від 200 до 2000 тис. м3/сут. По 15 свердловин середньорічний дебіт був 1000 тис. м3/сут, по 40 свердловин від 500 до 1000 тис. м3/сут.

З огляду на великий поверх газоносності і складна будова родовища, для контролю над поведінкою пластового тиску з поклади результати всіх вимірів призводили до середньозваженої за запасами площині з позначкою мінус 3025 м. Розподіл тиску з свердловин на початок розробки родовища визначалося становищем свердловин на структурі та оцінкою розкритих інтервалів. Середнє початкова пластовий тиск на середньозваженої площині становило 36,3 МПа.

Експлуатаційне буріння дозволило до початку 80-х довести фонд діючих свердловин до півтори сотні. Проте, оскільки буріння відставало від проектних обсягів відбору газу, свердловини працювали з щодо великими депресіями. До цього періоду часу на родовищі досягнуто максимальні відбори газу — 18−19 млрд. м3 на рік. З 1982−1983гг. почався період падаючої видобутку (рис. 1, табл. 1.).

ААА

Динамика показників розробки Вуктыльского НГКМ |Показник |Рік розробки | | |1968 |1970 |1975 |1980 |1985 |1990 |1995 | |Вилучення газа,|0. 06 |[pic]|[pic]|[pic]|[pic] |[pic] |2. 815 | | |0,5 | | | | | |2,249 | |млрд. м3 | | | | | | | | |Вилучення |0. 02 |[pic]|[pic]|1. 705|0. 719 |U32Q3 |0. 2155| |конден- |0,18 | | | |0,460 |0,200 | | |сата, млн. т | | | |1,900| | |0,0789| | | | | | | | | | |Середньорічний |2 |15 |59. |т |145 |т |152 | |фонд |3 |49 |63 |118 |140 |155 |155 | |діючих | | | | | | | | |сква- | | | | | | | | |жин | | | | | | | | |Середній дебіт |2Q |1100 |Јifl |532 |Ж |Д5 |7Q | |однієї | | | | | | | | |свердловини, тис, |500 |528 |830 |- |- | |47 | |м3 | | | | | | | | |сут | | | | | | | | |Коефіцієнт ек- |- |0. 87 |0. 969|0. 983|U282 |0. 917 |0. 694 | | | | | | | | | | |сплуатации | |0,85 |0,95 |- |- |- |0,850 | |свердловин | | | | | | | | |Коефіцієнт ів- |- |0. 62 |0. 69 |0. 840|0. 866 |0. 848 | | | | | | | | | | | |користування | |- |- |- |- |- |- | |фонду | | | | | | | | |свердловин | | | | | | | | |Примітка. У чисельнику фактичні показники, в знаменнику — | |проектні. |

[pic]

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 Годы

Рис. 1. 28. Динаміка деяких технологічних показників розробки Вуктыльского НГКМ: / - нагромаджена видобуток газу, млрд. м3; 2 — те конденсату, млн. т; 3 — середньозважене пластовий тиск, МПа. Вертикальної штрихуванням вказано період максимальних річних відборів конденсату, горизонтальній — газа

Освоєння запасів вуглеводнів такого складного глубокозалегающего родовища, як Вуктыльское, з великим початковим пластовим тиском, значним змістом конденсату в пластової суміші, великим поверхом газоносності, низкопроницаемыми трещиноватыми колекторами зажадало постановки цілого ряду нових технико-технологических завдань. У проектах ОПЭ і розробки родовища були обгрунтовані, та був, з кінця 1960-х років, реалізовані практично наступні рішення: розробка продуктивного пласта великий товщини (до 1500м) однієї сіткою свердловин; відбір запасів у зонах підвищеної продуктивності свердловинами збільшеного діаметра (219 мм); центральна розстановка свердловин; висока підвіска ліфтової колони; транспорт нестабільного конденсату в однофазном стані великі відстані до переробного завода.

У разі карбонатних колекторів великий товщини відпрацьованих двухэтапная солянокислотная обробка свердловин;. методи їхньої організації розтину, освоєння і глушения.

Розробка газоконденсатних покладів, присвячених до низкопроницаемым колекторам (на Вуктыле середня проникність близько 1014м2), — одне з найскладніших газопромысловых проблем. Особливо гострою вона стає після вступу родовища в завершальну стадію експлуатації, коли енергетичні можливості пласта переважно вже вичерпані. Попри все вжиті заходи, включаючи використання перелічених вище прогресивних технико-технологических рішень, до кінця розробки Вуктыльского родовища на режимі виснаження у надрах цього об'єкта видобутку газу та газового конденсату залишкові запаси становитимуть кілька десятків мільярдів кубометрів (порядку 10% від початкових запасів), рідких вуглеводнів — близько 100 млн. т (порядку 70% початкових запасов).

Відомо, що за умови низкопроницаемых колекторів іноді неможливо відібрати з достатньої повнотою як рідкі вуглеводні, а й газ з- за різкого зниження фазових проницаемостей при випадання ретроградного конденсату в привибійних зонах свердловини. Саме ця обставина спонукало фахівців відмовитися від розробки на режимі виснаження родовища Нокс-Бромайд: лабораторні засвідчили, що така режим дозволить відібрати лише невелику частину від запасів як конденсату, а й газу (газоотдача не перевищить 13%).

З метою вивчення особливостей відбору газоконденсатной суміші з пласта, характеризується низькими коллекторскими властивостями, автором що з співробітниками реалізували спеціальна дослідницька программа.

Розпочаті широкомасштабні експериментальні дослідження процесу випаровування який випав конденсату при реалізації режиму виснаження газоконденсатной системи буде в діапазоні тисків від р = р1 > рнк до р = р2 = 1 МПа вперше дозволяють піддати аналізу результати дослідів, у яких процес проводився до глибокого виснаження системи, причому проникності фізичних моделей пласта істотно розрізнялися. Використовували дві моделі довжиною 1,002 м, діаметром 0,387 м і з однаковим пористість — 24,8%. У одних випадках моделі пласта містили пов’язану воду, за іншими були сухими (по воде)

Експерименти проводилися з умов останнього етапу завершальній стадії розробки Вуктыльского НГКМ (Тпл=62 градусів = const). Були сформульовані такі дослідницькі задачи.

1. Визначення області тисків максимальної конденсації (тобто початку процесу нормального випаровування) компонентів пластовою вуглеводневої суміші шляхом моделювання режиму розробки поклади на виснаження з допомогою модельної газоконденсатной системи (ДКЗ), фізичних моделей пласта і судини PVT-соотношений. Виконання цього завдання необхідне визначення діапазону шарових тисків, у яких очікується прояви ефекту нормального випаровування ДКЗ за умов Вуктыльского НГКМ. 2. Дослідження процесу нормального випаровування який випав конденсату в пористих середовищах з різними проницаемостью і водонасыщенностью. Рішення це завдання необхідне оцінки залежності інтенсивності випаровування компонентів який випав конденсату від такого типу параметрів пласта-коллектора, як проникність і водонасыщенность, що дуже при доразработке виснаженій газоконденсатной залежи.

Таблиця 2

Експерименти по испарению який випав конденсату |Номер |Номер моделі пласта|Проницаемость, |Водонасыщен-ность, %| |експерименту | |10−15м2 | | |2 2а 3 За 36 |Бомба PVT КД-2−3 |64 9,1 64 9,1 64 9,1|0 0 10 30 30 10 | |4 4а |КД-6−7 КД-2−3 | | | | |КД-6−7 КД-2−3 | | | | |КД-6−7 | | |

Як моделі пластовою ДКЗ використані завжди багатокомпонентні суміші алкановых вуглеводнів, близькі за своїми физико- хімічним властивостями до пластової суміші вихідного (на початок розробки) складу Вуктыльского НГКМ, має такі характеристики: зміст С1 — 79,1; С2 — 8,8; С3 — 3,9; С4 — 1,8; С5+ - 6,4,% (молярная частка); молекулярна маса С5+ приблизно 115 г/моль; кон-денсатогазовый чинник близько 330 г/м3; тиск початку конденсації близько 25 МПа; тиск максимальної конденсації 6 ± 1 МПа.

Вивчення процесів фільтрації модельної ДКЗ на режимі виснаження, і навіть створення водонасыщенности фізичних моделей пласта проводилися з розробленої у ВНИИГАЗе методиці з допомогою відповідної експериментальної установки [5].

Результати досліджень обробляли з допомогою ЕОМ і спеціально розробленої програми розрахунків всіх аналізованих під час моделювання параметров.

Для зручного (у межах даної роботи) аналізу результатів досліджень виконані експерименти згрупували у наступні серії (див. табл. 1. 18): дослідження впливу проникності «сухий «(без пов’язаної води) пористої середовища на компонентоотдачу (експерименти 2, 2а, 3); те для пористої середовища, що містить 10% від обсягу пір пов’язаної води (досліди За, 4а); те для пористої середовища, що містить 30% від обсягу пір пов’язаної води (експерименти 4, 3b).

Розглянемо особливості углеводородоотдачи истощаемого газокон-денсатного пласта, пориста середовище якого є «сухий », тобто зовсім позбавлений пов’язану воду. Цей випадок має лише теоретичне, а й практичного значення, оскільки зміст пов’язаної води у багатьох газоконденсатних покладах дуже мало (одиниці відсотків обсягу пір). Доцільність проведення без пов’язаної води, обумовлена також необхідністю оцінити вплив пористої середовища на массообменные процеси при порівнянні результатів з цими, отриманими на бомбі PVT.

На рис. 2−7 представлені окремі результати порівняння динаміки складу продукції истощаемого пласта і спроби деяких параметрів видобутої суміші для моделей пласта з різноманітною проницаемостью (посудину PVT-соотношений можна умовно розглядати, як зразок пористої середовища з дуже високим проницаемостью, наприклад, 10−10−10−11м2). З порівняння графіків слід, що із зменшенням проникності від 10−10 — 10−11 м2 (експеримент № 2) до 64. 10−15м2 (№ 2а) і до 9,1−10−15 м2 (№ 3) відбувається зниження тиску максимальної конденсації компонентів пластової суміші. Особливо це проявилося у низькомолекулярних компонентов.

Для дослідження типових, але порівняно «легких «газоконденсатних сумішей (молекулярна маса фракції С5+ в суміші вихідного складу дорівнює 115 г/моль) спостерігається інтенсивний ріст вмісту у продукції компонентів С2+ після зниження пластового тиску нижче тиску максимальної конденсації, причому незалежно від випаровування конденсатогазовый чинник продукції після зниження тиску або нижче тиску максимальної конденсації знову зростає (рис. 4), досягаючи вдвічі великих, аніж за тиску максимальної конденсації, значень до кінця відбору пластовій суміші (p=1 МПа). КГФ зростає з допомогою компонентів С5 і С7; декан (С10) мало випаровується. При цьому молекулярна маса фракції С5+ майже монотонно знижується в усій області тисків, від pрнк до р =1 МПа (рис. 5).

C2−4% (Молярная частка) Рис. 2. [pic] Залежність змісту фракції С2−4 в рівноважної газової фазі від «пластового» тиску: 1 — посудину PVT-соотношений; пориста середовище без зв’язковою води з проницаемостью: 2 — 64?10−15 м2 3 — 9,1?10−15 м2

Якщо поведінка кривою «зміст фракції С2−4, % як функції пластового тиску «аналогічно поведінці відповідної кривою для фракції С5+ (графік КГФ), то і залежність молекулярної маси фракції С2−4 також аналогічна цим двом кривим; у сфері тисків нижче тиску максимальної конденсації молекулярна маса С2−4 знову збільшується, в на відміну від цього параметра сталого конденсату. Зіставлення результатів експериментів на фізичних моделях пласта з бомбовими даними показує, що пориста середовище в обследованном діапазоні не перешкоджає процесу нормального випаровування який випав конденсату, хоча деякі деталі масообмінних процесів в пустотелом посудині PVT- співвідношень й у пористої середовищі, природно, різняться. Так, представляє інтерес область тисків від 8−10 до 13 — 15 МПа (рис. 5, 6). Тут помітно порушується монотонний характер зменшення молекулярної маси стабільного конденсату (фракція С5+), що обумовлюється вступом до область максимальної конденсації фракції проміжних вуглеводнів (див. мал. 2). Очевидно, усунення рівноваги тих вуглеводнів убік (нормального) випаровування впливає на конденсацію легкої частини фракції С5+, близькій за хімічним складом до проміжним вуглеводням: конденсація С5+ помітно загальмовується, причому помітніше в пористої середовищі з не меншою проницаемостью, проти посудиною PVT-соотношений (див. рис. 6).

Розглянемо особливості углеводородоотдачи истощаемых газоконденсатних пластів, різняться коллекторскими властивостями (проницаемостью), пориста середовище яких містила пов’язану води кількості 10% обсягу пір (див. табл. 1. 29). У разі посудину PVT не розглядається, порівнюються лише експерименти з частково водонасыщенными пористими середовищами, различающимися проницаемостью (64−10 -15м2 — експеримент №За; 9,1−10 -15 м2 — експеримент № 4а).

Аналіз результатів показав, що залежності складу продукції та її параметрів тиску близькі до тих, що характеризують процес виснаження сухий пористої середовища. Відомо, що пов’язана вода, зазвичай, займає найбільш дрібні пори, «вимикаючи «їх в такий спосіб з процесу фільтрації і погіршуючи сорбційні властивості колектора. Тому присутність води в певної міри згладило різницю між пористими середовищами з більшою і меншою проницаемостями. Проте й у разі ще проникної пористої середовища залежність змісту, зокрема, вуглеводнів С2−4 в продукції з поточного тиску в «пласті «розташована трохи вища (рис. 7).

Графіки залежності молекулярних мас фракцій від того плинного пластового тиску також аналогічні тим, що отримані на «сухих «пористих средах.

[pic]

Результати експериментів 4 і 36 (див. табл. 2), виконаних тих-таки моделях пласта, але за вищому змісті пов’язаної води у тому пористих середовищах (30% обсягу пір), у цій роботі не наведено, оскільки вони у значною мірою аналогічні результатам досліджень на «сухих «моделях.

Підвищений вміст пов’язаної води лише більше згладжує відмінності між пористими середовищами з більшою і меншою проницаемостями.

Отже, аналізуючи отримані результати, можна зробити такі выводы.

Процес глибокого виснаження газоконденсатной системи типу вуктыльской до тиску порядку 1 МПа, моделируемый як і посудині PVT-соотношений, і у пористих середовищах з різноманітною проницаемостью і водонасыщенностью, починаючи з тиску максимальної конденсації (т. е. при р =• 5 — 7 МПа), характеризується наявністю області нормального випаровування для компонентів від С5 до С8 — С9.

Компоненти рідкої фази пластовій суміші у процес нормального випаровування втягуються тим активніше, що нижчою їх молекулярна масса.

[pic]

[pic]

При значеннях молекулярної маси вище 100 г/моль вихід компонентів мало змінюється у процесі зниження пластового тиску від 5 — 7 до 1 МПа, а різке зниження продукції частки компонентів С10+ дає змогу стверджувати, що практичного значення видобуток цієї высокомолекулярной частини пластовою суміші у сфері тисків нормального випаровування мати неспроможна, на відміну легкої частини пластової суміші (фракції С2-С").

Значення проникності, і навіть водонасыщенности яка вміщає газоконденсатную суміш пористої середовища в дослідженої в області практично важить на особливості процесів диференціальної конденсації і нормального випаровування газового конденсата.

Отже, за ту газоконденсатной характеристиці, яку має вуктыльская пластова вуглеводнева суміш, динаміка фазових проницаемостей в пористої середовищі з типовими коллекторскими властивостями менш драматична, як із розробці родовища Нокс-Бромайд. З середніх по проникності і пористости обсягів перового простору вуктыльского пласта-коллектора в завершальній стадії розробки України викачуватимуть вуглеводні, у цьому числі з допомогою процесу нормального випаровування. Природно, у найгірших по порівнянню зі середніми зонах колектора можливі явища, від яких частина запасів вуглеводнів буде блоковано і становитиме неизвлекаемые пластові втрати. На зниження втрат, зокрема цих, спрямоване запропоноване ВНИИГАЗом і реалізоване на Вуктыле у районі УКПГ-8 і УКПГ-1 вплив на пласт сухим неравновесным газом.

[pic] Afc, г/моль 115 105 про 1 • 2 Д 3 95 85 25 15 р, Мпя

[pic]

Сайклинг-процесс

Збільшення коефіцієнта конденсатоотдачи, а то й газоотдачи при розробці газоконденсатних родовищ можна досягнути шляхом повернення пласт протягом визначеного періоду часу добутого, з якого попередньо здобуто компоненти С2+ чи С3+. Такий режим розробки, який би відбір пластового газу з початковим високим чи слабко уменьшающимся змістом конденсату (завдяки підтримці тиску) отримав назву сайклінг-процесу. Вперше застосовувати його наприкінці 30- x років, у роки Другої Першої світової, коли різко зросла потреба у рідких вуглеводнях як для моторних палив, а потреба у вуглеводневому газі, навпаки, дещо зменшилася. У 1944 р. США функціонували 37 установок реалізації сайклінг-процесу при загальній кількості розроблюваних газоконденсатних родовищ 224. Зворотний закачування «отбензиненного» газу застосовувалася у період часу не лише у США, а й у Канаді та інших газовидобувних країн, причому навіть на таких газоконденсатних родовищах, початкова зміст конденсату в газі яких було якихось 150−180 г/м3. Після закінчення війни внаслідок помітного зміни структури споживання вуглеводнів та відповідній динаміки ціни рідкі й газоподібні вуглеводні обсяги назад нагнетаемого в пласт газу різко знизилися. Задовільні технико- економічні показники при реалізації сайклінг-процесу почали отримувати лише з ГКМ з початковим змістом конденсату в газі не нижче 250 — 300 г/м3. Основний наголос було зроблено у варіантів часткового сайклинг- процесу, коли обсяг возвращаемого в пласт газу менше обсягу газу, отбираемого з пласта. Одночасно значно зросла частка нагнетаемых в пласт неуглеводородных газів. У цілому нині, проте, кількість об'єктів, на яких застосовувався сайклинг-процесс, дуже зменшилося. Проте частина газоконденсатних родовищ США, Канади, деяких інших країнах розроблялися і продовжує розроблятися як зворотного нагнітання газу. Нагромаджений досвід застосування сайклінг-процесу у різних умовах і на родовищах з різними геолого-промысловыми характеристиками зажадав поглибленого обгрунтування кожного проекту розробки, яка передбачала повернення у пласт газу. Стала очевидною необхідність докладного вивчення характеру неоднорідності пласта — потенційного об'єкта нагнітання сухого газу. З іншого боку, дослідження ВНИИ-ГАЗа довели, що, по-перше, частковий сайклинг-процесс при низьких шарових тисках може своїми показниками не поступатися процесу при високих, близьких до початковому, тисках, а по-друге, можна збільшити ефективність процесу, якщо врахувати склад пластовою суміші. Йдеться доцільності використання впливу проміжних вуглеводнів (етан- пропан-бутановой фракції) на испаряемость ретроградного конденсату в газову фазу в послепрорывный період. У цьому засвідчили, що випаровування ретроградного конденсату — дуже длитель-нцй процес, і протягом багатьох років по його прориву закачаного газу воз-моЦно отримувати з свердловин продукцію з великим промисловим змістом конденсату. У зв’язку з тим, що у ринкових умов при коливаннях попиту на газ і рідкі вуглеводні підвищується ймовірність реалізації на росій- ских газоконденсатних родовищах сайклінг-процесу, світовий досвід його застосування представляє великий інтерес [10, 26, 44].

Нижче аналізуються результати здійснення сайклінг-процесу зарубежем, і навіть результати єдиного, практично реалізованого країн СНД сайклінг-процесу на Новотроїцькому ГКМ (Украина).

Досвід проектування розробки найбільшого газоконденсатного родовища Канади Кэибоб надзвичайно цікавий себто комплексного розв’язання проблеми використання з корисними копалинами з огляду на вимоги по охороні надр й навколишнього среды.

Газоконденсатне родовище Кэибоб, відкрите у вересні 1961 р., лежить у провінції Альберта, в 300 км на захід від р. Едмонтона. Продуктивні відкладення, складені переважно пористими доломитами, присвячені рифогенному масиву верхнього відділу почту Свої Хиллс, утворюючому витягнуту із заходу на південний схід структуру завдовжки близько 60 км і завширшки 3,5 — 9 км. Ці відкладення ускладнені межрифовым каналом великим, становище якого нечітко зафіксовано. Створ каналу заповнений щільними вапняками. За всією площі родовища, пласти якого регіонально занурюються у південно-західному напрямку нахилом 1,05 м/км, продуктивні відкладення подстилаются темними битуминозными карбонатами нижнього відділу почту Свої Хиллс середньою потужністю 33 м. Поруч із щільними вапняками тут представлені і пористі доломиты. Потужність продуктивного горизонту змінюється не більше від 0 до 109 м. Покришкою поклади служать щільні битуминозные вапняки почту Беверхилл Лейк. Отже, пастка газу та конденсату на родовищі Кэибоб утворилася внаслідок литологического выклинивания і литологи- ческого екранізування в підошві і кровле.

Початкова пластовий тиск у газоконденсатной поклади, наведене до абсолютної позначці средневесовой площині масиву 2307 м, становить 32,4 МПа. Пластова температура (Т = 114 °З), як і тиск, аномально висока для глибин залягання близько 2300 — 2350 м. Запаси пластового газу площі У становили 93,5 млрд. м3, зокрема запаси товарного сухого газу — 63,3 млрд. м3, конденсату (С5+) — 40,6 млн. м3, скраплених газів (С3 -С4) — 20,5 млн. м3, сірки — 21,1 млн. т. Загалом в родовищу запаси пластового газу були рівні 110,6 млрд. м3, конденсату — 48 млн. м3.

Газоконденсатна поклад Кэибоб масивна. На заході її обмежено перетином покрівлі рифу з ГВК, але в сході - выклиниванием почту Свої Хиллс, замещающейся щільними вапняками. За даними дослідження свердловин, після розтину водонасыщенных відкладень виявилося поступовий спад пористости і проникності у бік із північного сходу На південний захід. Це зниження зумовлено як збільшенням частки щільних рифогенных вапняків, і зменшенням пористости доломітових інтервалів. Середні значення пористости і проникності водоносної зони становлять 6% і 25−10−15 м2. По даним вимірів тиску в свердловинах, розташованих поза ГВК, встановили взаємодія водоносних зон пласта Д-3 родовища Пайн-Крик і Беверхилл Лейк родовища Кэибоб. Відбір 6,72 млрд. м3 газу з поклади Д- 3 (Пайн-Крик) обумовила зниження тиску 0,34 МПа. Розрахунки довели, що у Пайн-Крик вторглось 16,54 млн. м3 води, зокрема 10,32 млн. м3 — із зони, підстильної поклад Д-3. Інша вода надійшла із суміжних водоносних областей, переважно рифовой зони Беверхилл Лейк. Про це свідчить зниженням тиску в поклади (площа У) на 4,1 МПа.

Продуктивність і приемистость розраховувалися підставі даних по дослідженню свердловин за використанням відомої статечної залежності дебіту від різниці квадратів пластового і забійного тисків. Результати обробки даних дослідження застосовувалися для побудови карти рівної продуктивності свердловин, з допомогою якої визначали параметр З в рівнянні припливу для недосліджених свердловин. Максимально допустима депресія встановлювалася, виходячи з необхідності запобігання освіти конуса води, лише на рівні 0,012 МПа/м в продуктивної потужності нижче нижніх перфораційних отворів. Допускалося перевищення цього значення до 0,023 МПа/м.

Газоконденсатна система родовища Кэйбоб була недонасыщена высококипящими вуглеводнями — тиск початку конденсації перебувало на рівні 23,4 МПа. Компонентний склад пластовій суміші приведено у табл. 1. 19.

Хоча у інтервалі зниження тиску або 32,4−23,4 МПа рідка фаза в пласті не утворюється, подальший відбір газоконденсатной суміші супроводжується інтенсивним випаданням конденсату до тиску максимальної конденсації рм до = 8,1- 8,4 МПа. Максимальна частка углеводо-роднасыщенного перового обсягу, зайнята выделившимся стабільним конденсатом, становить 5,0%. Відповідно до изотермой поточного кон-денсатосодержания коефіцієнт вилучення стабільного конденсату розробки на режимі виснаження (рист =4,1 МПа) не враховуючи просування підошовної води становить 63 — 65%. Така порівняно висока кон-денсатоотдача обумовлена сильним недонасыщением пластової суміші, у результаті якого близько 17% від запасів конденсату відбирається на початок випадання їх у пласті. Висока концентрація в пластовій суміші сірководню, пропан-бутанов і конденсату визначає порівняно низька співвідношення між обсягами залишкового (сухого) і жирного газів — молярная частка залишкового газу суміші навіть за рмк не перевершує 0,712.

Фізико-хімічні властивості пластовою смеси

Щільність газу, кг/м3…

1,03

Псевдокритическая температура,

К… 491

Псевдокритическое давление,

МПа… 5,32

В’язкість газу при тиску 32,2 МПа, мПа-с… 0,036

Зміст скраплених газів, см3/м3…

219

Зміст конденсату (С5+), см3/м3…

434

Зміст сірки, г/м3…

225

|Компонент |Зміст компонента | | |% (молярная частка) |см3/м3 газу | |Азот |1,12 |- | |Вуглекислий газ |3,42 |- | |Сірководень |16,70 |- | |Метан |58,56 |- | |Етан |7,56 |- | |Пропан |3,12 |114,0 | |н-Бутан |1,66 |71,4 | |Изобутан |0,78 |33,5 | |н-Пентан |0,78 |38,0 | |Изопентан |0,67 |33,0 | |Гексан |1,21 |67,1 | |Гептан + вищі |4,42 |295 | |Усього |100,00 |562 |

Компонентний склад пластовою смеси

Для вивчення процесів витіснення газу водою, жирного газу сухим, а також супроводжуючих їх явищ користувалися різними математичними моделями. Основні розрахунки технологічних показників розробки було виконано стосовно тривимірної трехфазной моделі. Математична модель описує нестационарное протягом двох- чи трехфазной системи з урахуванням в’язкості, капілярних і гравітаційних сил. Усі агенти вважаються сжимаемыми, які властивості (об'ємний чинник, в’язкість) покладаються однозначними функціями тисків. Фазові проникності задаються як функцій. За позитивного рішення даного завдання використовувалася концепція «вертикального рівноваги», що дозволяє звести тривимірну фільтрацію до двомірної. Відповідно до цю концепцію, потенціали фаз Фжг, Фсг і Фв — постійні по потужності пласта. Це означає, що воно тисне за вертикаллю (потужності) змінюється за законами гідростатики, т. е. пластова система перебуває у стані капиллярно-гравитационного рівноваги. У принципі, дана концепція рівнозначна допущенню про нескінченно великий проникності - по вертикалі. Насправді ж достатньою основою використання «вертикального рівноваги» є висока проникність за вертикаллю, істотне прояв гравітаційних ефектів, низькі в’язкості агентів і т. п. Всі ці умови притаманні родовища Кэйбоб, у зв’язку з ніж концепцію «вертикального рівноваги» застосували для розрахунків просування підошовної води в поклад, і навіть переміщення кордону газ — газ при процесі рециркуляції газу. Через війну рішення відповідної системи рівнянь виходить розподіл насыщенностей (майданне) у кожному осередку моделируемой області фільтрації. Припущення вертикального рівноваги дозволяє визначити розподіл насиченості і за потужністю поклади (висоті осередки). Отже, метод вертикального рівноваги дозволяє істотно полегшити (над збитки точності результатів) рішення задачи.

З наведеної методики справили розрахунки просування води в газонасыщенную частина поклади, і навіть поточного об'ємного коефіцієнта охоплення. З іншого боку, з допомогою методу матеріального балансу розрахували показники видобутку газу та конденсату щодо різноманітних способів розробки родовища. У пропонованих розрахунках було зроблено такі допущения.

1. Для різних варіантів процесу зворотної закачування сухого газу початкова потужність промислу за газ встановлювалася лише на рівні 133% від номінальною пропускну здатність газопереробного заводу без додаткового буріння експлуатаційних свердловин. 2. Для варіантів розробки на режимі виснаження, і навіть виснаження з компенсацією пікових навантажень з допомогою резервних потужностей ГПЗ і закачуванням надлишкових обсягів газу пласт у періоди зниженого споживання передбачалася потужність промислу за газ, забезпечує задоволення пікових потреб з бурінням за необхідності додаткових скважин.

3. Витрата газу на паливо і свої потреби промислу приймався на рівні 5% від сумарного обсягу залишкового газа.

4. Середнє пластовий тиск однозначно визначає склад продукції свердловини. Випаровування який випав конденсату не приймається до уваги при визначенні видобутку конденсата.

5. Вторгнення води як і впливає стан пластовою газоконденсатной системи, як і закачування газу; тому під коефіцієнтом охоплення розуміється ставлення обсягу порового простору, зайнятого закачиваемым газом і вторгшейся водою, до сумарному поровому обсягу, зайнятому углеводородами.

6. Облік впливу темпу вторгнення води забезпечується проведенням розрахунків щодо різноманітних чинників обводнения. Фактору обводнения (ФО-0) відповідає газовий режим, т. е. просування води відсутня. При ФО-1 вода просувається з темпом, розрахованим по згаданої методиці виходячи з наведених вихідних даних. При ФО-2 темп вторгнення води вдвічі перевищує предыдущий.

7. Закачування газу припиняється після досягнення коефіцієнта охоплення, рівного 55%, всім вариантов.

8. У період доразработки на виснаження співвідношення відборів сухого і жирного газів підтримується настільки ж, як є в останній момент припинення рециркуляции.

9. Тиск часів режиму виснаження поклади, з мінімально припустимого тиску гирло 2,1 МПа, становить 4,1 МПа всім вариантов.

10. Добовий темп відбору газу період доразработки визначався з умов контракту продаж обсягом 1/8400 від добуваних запасів газа.

Результати ретельного математичного моделювання процесу розробки площі У родовища Кэйбоб свідчить про безумовною перспективності способу розробки при часткової про закачування газу навіть у умовах, коли розробка на режимі виснаження характеризується порівняно високої конденсатоотдачей,

Під час розробки газоконденсатного родовища Нокс-Бромайд, що залягає великий глибині (4600 м), із підтримуванням тиску шляхом рециркуляції газу підвищувалася як конденсатоотдача, а й газоотдача. Саме тому виправдані надзвичайно високий капіталовкладення підтримки тиску родовищі (вартість однієї свердловини Нокс-Бромайд досягала 1 млн долл.).

Родовище лежить у штаті Оклахома (США). Підприємство, відкрите 1956 р., воно розробляли на режимі виснаження з 1960 до 1962 р. За цей період видобули 538 млн. м3 газу та 480 тыс. м3 конденсату. Продуктивні горизонти родовища II і III представлені дуже щільними песчаниками з низькими коллекторскими властивостями (пористість 4,5 — 6,8%, проникність 45,10−15 м2, водонасыщенность 11%). Структура є витягнуту із заходу на південний схід антиклиналь розмірами 16×2 км. Запаси газу двох горизонтах становили 8,1 млрд. м3, запаси — конденсату (точніше, широкої фракції С3+) — близько 6 млн. м3. Зміст фракції С3+ в газі горизонту II — 1030 см3/м3, в газі горизонту III — 510 см3/м3.

Початкова пластовий тиск (розрахункове) було одно 65,7 МПа, шарова температура 114 °З. Тиск початку конденсації рнк пластового газу горизонту II одно 45,1 МПа, горизонту III P 38,9 МПа. Зазначимо, що, поряд із значним перевищенням пластового тиску над гидростатическим (в 1,3−1,4 разу), пластовою газоконденсатной системи було властиво виключно велике нефтенасыщение конденсатом: рнк відрізняється від рпл для горизонту II на 20,6 МПа, а горизонту III на 26,8 МПа.

Лабораторні і промислові засвідчили, що специфічні особливості будівлі піщанику почту бромайд зумовлюють різке зниження його фазової проникності для газу в міру випадання конденсату в пласті. Під час вивчення шлифов кернів було знайдено наявність на зернах піщанику конденсатной плівки, різко знижує проникність породи. Отримана дослідниками крива фазової проникності за газ засвідчувала тому, що фільтрація газу практично припиняється після досягнення насиченості рідкої фазою 50%. Саме результаті очікувався виключно низький коефіцієнт газоотдачи розробки на режимі виснаження (11%). Інакше кажучи, выпадающий в призабойной зоні конденсат «замикає «газ поклади. За даними розрахунків, розробка на режимі виснаження дозволяла добути лише близько 900 млн. м3 газу та 850 тис. м3 конденсату: тим самим рентабельна розробка родовища припинилася б у 1965 р. У той час розробка за підтримки тиску забезпечувала вилучення 5 млрд. м3 газу та 5,25 млн. м3 конденсату. Тиск в пласті (в призабойной зоні) слід було підтримувати вищим, ніж рнк. Очевидно, у цьому разі оптимальним умовою є рзаб > рнк (выпадающий в призабойной зоні конденсат, попри високу насиченість, залишається малорухомим чи взагалі нерухомим у зв’язку з вкрай низькими фильтрационными характеристиками среды).

Згідно з проектом розробки з рециркуляцией газу, на десяток наявних експлуатаційних свердловин три передбачалося перевести під нагнітання. Обсяг закачування намічався лише на рівні 450 — 600 тис. м3/сут, темп відбору — 400 — 500 тис. м3/сут. Близько 20% закачуваного газу купується із боку; його компенсує зменшення обсягів видобутого його кількості з допомогою виділення конденсату, витрати на паливо, і навіть зміни сжимаемости газу в міру виділення конденсата.

При досить низькою продуктивності свердловин на родовищі Нокс- Бромайд передбачалося широко використовувати заходи щодо інтенсифікації припливу й у першу чергу, гідророзрив пласта. Успішне проведення 1960 р. на свердловинах Нокс-Бромайда гидроразрыва у світі було профінансовано на глибині 4600 — 4800 м. Застосування процесу рециркуляції у цьому родовищі, попри великі труднощі технічного, технологічного та скорочення економічної характеру, вкотре підтверджує великі можливості цього способу разработки.

Як цікавого прикладу розробки газоконденсатного родовища із застосуванням зворотної закачування газу можна навести родовище Ла Глорія, у якому підтримувалося тиск у протягом 8 років. Тоді це був одним із найбільших проектів із про закачування газу для одержання конденсату у штаті Техас.

Поклад приурочена до структури овальної форми. Продуктивна площа становить 1070 га. Поверх газоносності близько 100 м.

У процесі розвідки поклади і експлуатаційного буріння було пробурено близько сорока скважин.

Глибина залягання продуктивного горизонту у центрі структури 1955 м. Середня потужність піщанику у цій зоні 10 м. Середня пористість його 22,2%, проникність 0,52?10−12м2. Початкова пластовий давение 23,9 МПа, температура 95 °З. Зміст пов’язаної води оцінювалося в $ 20%.

Запаси газу поклади дорівнювали 3,95 млрд. м3 (при нормальних умов). Запаси конденсату (пропан+) становили 1,07 млн. м3. Із цієї кількості пентаны + становили 0,639 млн. м3, з- і нормальні бутаны 0,178 млн. м3 і пропан 0,252 млн. м3.

Закачування газу на родовищі Ла Глорія почалася травні 1941 р. До цього часу на родовищі було шість продуктивних і ще дві нагнетательные свердловини. У наступні роки число експлуатаційних свердловин збільшилося до восьми, а нагнітальних чотирьох. Протягом 4 років із пласта в середньому відбиралося 1415 тис. м3/сут газу. Надалі зважаючи на те, що що нагнітається сухий газ став прориватися в експлуатаційні свердловини, відбір з пласта зменшили до 595 тис. м3/сут.

За час нагнітання в пласт повернули 97% видобутого сухого газу. Для обслуговування установки газ отримували зі стороны.

Завдяки малим темпам добору, і поверненню практично всього видобутого сухого газу пластовий тиск знизилося дуже мало. Тож було відвернуть випадання конденсату в пласті та її втрати. Це підтверджується тим, що у продукції свердловини, пробуренной в заключній стадії процесу у зоні, б поза нагнітанням сухого газу, зміст конденсату не відрізнялася від начального.

У процесі закачування газу з метою контролю над його переміщенням по пласту з кожної свердловини разів у місяці відбиралися проби газу визначення змісту конденсата.

Дослідження засвідчили, що у зоні, охопленій закачуванням газу, коефіцієнт витіснення сягав 80%. Коефіцієнт охоплення при обраному розташуванні нагнітальних і експлуатаційних свердловин за розрахунками становив 85%.

Отже, внаслідок проведення процесу з пласта видобули 68% спочатку що міститься конденсату. При наступної експлуатації пласта на виснаження видобули ще 20,8% конденсату. З пласта було відібрано 88,8% спочатку що міститься конденсату (С5+).

Нагнітання сухого газу перестали середині 1949 р., коли зміст конденсату у продукції різко уменьшилось.

Під час розробки вітчизняних газоконденсатних родовищ неодноразово були спроби реалізувати сайклинг-процесс, проте, зазвичай, справа обмежувалося фізичним чи математичним моделюванням, і навіть проведенням техніко-економічних расчетов.

Однією з можливих об'єктів застосування сайклінг-процесу було найбільше у частині Росії Вуктыльское газоконденсатне родовище. У ВНИИГАЗе було виконано розрахунки з вилучення конденсату з Вуктыльского родовища при про закачування сухого газу різних рівнях пластового тиску. Загальний коефіцієнт вилучення конденсату для Вуктыльского родовища за рахунок розчинення у сухому газі за розрахунками не перевищував 70 — 75%, тобто. проти розробкою на виснаження коефіцієнт вилучення конденсату міг стати збільшений на 30 — 35%. Пояснюється це значним утяжелением фракційного складу конденсату, який випав в пласті, у процесі закачування сухого газу. Автор розрахунку Г. С. Степанова думала, що домогтися збільшення коефіцієнта вилучення вигідніше при «меншому «обсязі закачуваного газу, тобто. за вищого тиску. І тут і фракційний склад видобутого конденсату буде важче і, отже, коефіцієнт вилучення його з газу на промислових установках перевищить. Якщо закачування газу здійснюється за тиску 5 — 6 МПа, то газову фазу переходять фракції конденсату, выкипающие до 150−180°С (тобто. бензинові фракції), у кількості близько 60 г/м. Низькі тиску гирло експлуатаційних свердловин призводять до необхідності компримирования газу та його наступного охолодження. Для виділення конденсату у разі потрібен сепарацію за досить низьких температурах — в межах мінус 40 — мінус 50 °З чи застосовувати процес адсорбції. Якщо ж газ закачувати при шарових тисках вище 20 МПа, то тут для створення низьких температурах сепараторе можна використовувати турбодетандеры.

Однією з авторів роботи [52] обгрунтовано схема використання турбодетандера при щодо низьких шарових тисках (близько 20 МПа). У цьому трубодетандер встановлювався перед дожимной компресорної станцією. У разі Вуктыльского родовища така схема дозволила певний час вести підготовку газу та конденсату до транспорту більш эффективно.

Основна хиба, заважає впровадженню турбодетандеров до створення низьких температур, — це змінюється перепад тиску турбодетандере за незначного зниження тиску в поклади. Якщо закачування газу відбуватиметься у протягом багато часу, турбодетандеры економічно виявляться значно вигідніше, ніж холодильні установки. Для максимального вилучення конденсату з видобутку газу треба використовувати процеси низькотемпературної олійною адсорбції чи короткоцикловой адсорбції. Тоді втрати конденсату будуть мінімальними і ефект від участі закачування сухого газу пласт буде наибольшим.

Як відомо, сайклинг-процесс на Вуктыльском родовищі ні здійснено і з 1968 р. воно розробляли на режимі виснаження. Основними причинами відмовити від повернення газу пласт стали побоювання низького охоплення пласта (трохи більше 20%) нагнетаемым агентом за умов різко неоднорідного трещиноватого колектора; рішення зупинитися на способі розробки більш економічному з погляду матеріальних й на неї; виправдатись нібито відсутністю країні налагодженого виробництва высоконапорного компресорного і трубопровідного устаткування; психологічна непідготовленість фахівців вести розробку на іншому, ніж виснаження, режимі відбору запасов.

Открытие унікальних за запасами газоконденсатних родовищ з великим вмістом у газі цінних високомолекулярних вуглеводневих компонентів (табл. 3) спонукало газовиків Росії, і навіть Казахстану знову звернутися до проблемі розробки ГКМ із підтримуванням пластового тиску. Були виконані техніко-економічні оцінки й підготовлені проектні рішення, відповідно до яким реалізація сайклінг-процесу на Уренгойському, Карачаганакском і інших ГКМ забезпечувала збільшення конденсатоотдачи продуктивних пластів не менш як на 10%. Практично, проте, до нашого часу немає впевненості, що передбачене проектами розробки цих об'єктів нагнітання сухого газу буде здійснено. Крім тих причин, що перешкодили впровадженню сайклінг-процесу на Вуктыльском родовищі, останніми роками почала відігравати значної ролі ще одне — експортні зобов’язання з постачання великих обсягів газу до європейських країни за одночасного зниження фінансованих потреб у газе.

І все-таки країн СНД кілька років як розв’язано вдалося довести до практичного здійснення один проект розробки ГКМ на режимі сайклинг- процесу, хоч і із в часі та при тиску в пласті, меншому проектного, — на Новотроїцькому родовищі в Україні. Проект підготовлений фахівцями ВНИИГАЗа і УкрНИИгаза під керівництвом С. Бузинова, І.Н. Токоя, Є.І. Степанюка.

Новотроїцьке газоконденсатне родовище відкрито в 1966 р., коли було отримано приплив газу з конденсатом з вкв. № 4, і введено у розробку на виснаження 1974-го г.

Газоконденсатна поклад приурочена до відкладенням нижнього карбону горизонту В-23 визейского ярусу, залягає в інтервалі глибин 3280 — 3390 м. Початкові запаси газу затверджені обсягом 11 620 млн. м3, конденсату 5200 тис. т (добувані 2590 тис. т). Початкова зміст конденсату в отсепарированном газі 454,5 г/м3, початкова пластовий тиск становила 35,6 МПа. Середня ефективна потужність продуктивного пласта 16 м, середня проникність 1,02−10−12 м2.

На момент підрахунку запасів газу (1973) вважалося, що Новотроїцьке підняття досить докладно вивчено; воно уявлялося асиметричної брахиантиклинальной складкою, розділеної єдиним тектонічним порушенням, подсечевным вкв. 4, на два блоку (північно-західний і юго- східний). Ці ставлення до геологічному будову було прийнято за основу під час упорядкування проекту розробки 1976 р. Буріння експлуатаційних свердловин внесло суттєва зміна в уявлення про геологічному будову поклади. У 1984 р. під час аналізу розробки родовища було переглянуто весь наявний геологічний матеріал і будуть виконані нові структурні побудови. Для впевненою кореляції розрізів свердловин, крім стратиграфических кордонів всередині стратиграфических комплексів, було обрано добре витримані площею реперні пласти, що дозволило детальніше простежити характер зміни потужностей у розрізах свердловин і точніше визначити глибини подсечения ними тектонічних нарушений.

З нових на той час поглядів на будову Новотроїцького родовища південно-східна частина поклади характеризувалася щодо простим будовою. Північно-західна частина складки відрізнялася водночас дуже складним блоковым будовою, яке, попри велике число пробурених свердловин, залишалося не з’ясованим. Блоковое будова щодо них родовища утрудняло розміщення системи нагнітальних і експлуатаційних скважин.

Отже, геологічне будова Новотроицкой поклади виявилося виявляється значно складнішим, ніж передбачалося за результатами розвідувальних робіт (коли було пробурено 16 свердловин). За даними буріння експлуатаційних і нагнітальних свердловин було виявлено ряд порушень, блоків і локальних підняттів не більше площі газоносности.

За період розробки родовища на виснаження (1974- 1979 рр.) з родовища видобули 2144 млн. м3 газу та 658,2 тис. т конденсату, при цьому пластовий тиск знизилося на 7,5 МПа. Відбір газу був у 320 млн. м3 вище проектного. Зміст конденсату в пластовом газі зменшилося до 317 г/м3 а втрати їх у пласті становили близько 1500 тис. т.

У зв’язку з відставанням облаштування під час 1979- 1981 рр. родовище перебував у консервації. Упродовж цього терміну внаслідок прояви водо- «напірного режиму пластовий тиск у поклади зросла з 27,4 до 28,1 МПа. Підйом ГВК становить близько 7 м.

Закачування сухого газу пласт була започаткована червні 1981 р. Видобуток сирого газу здійснювалася з чотирьох свердловин, а закачування — на два нагнетательные свердловини № 30 і 36. Приемистость нагнітальних свердловин у початку закачування відповідала проектної. Однак згодом відзначалося істотне її зниження, обумовлене забрудненням привибійних зон свердловин компрессорным олією. Тому розпочали проводити періодичну продувку нагнітальних свердловин у газопровід. У цьому приемистость свердловини поліпшувалася, але відновлення не происходило.

За підсумками нового бачення про геологічному будову родовища було переглянуто початкові проектні рішення з числу нагнітальних і експлуатаційних свердловин, обсягам видобування нафти й закачування газу. Обсяг закачування газу було встановлено кількості 230 млн. м3. У 1984 р. було проведено докладний аналіз обводнения поклади. З допомогою математичного моделювання відтворено 9,5-летняя історія розробки родовища, визначено ефективні параметри водоносного пласта. Зіставляючи геологічні побудови з цими матеріального балансу, оцінили середню залишкову газонасыщенность обводненного порового обсягу — 0,54, причому 7% перового простору зайнято що випали конденсатом. Настільки високе значення середньої залишкової газонасыщенности б свідчило про тому, що з фронтом обводнения газ залишався у защемленном стані. Підйом ГВК становить близько 30 м.

Динаміка видобутку газу та конденсату приведено в табл. 1. 21. На 01. 09. 87 з родовища витягли 3948 млн. м3 газу та 1169 тыс. т конденсату. Сумарна видобуток конденсату у період сайклінг-процесу становила 510,8 тис. т, закачування сухого газу пласт — 1443 млн. м3.

Порівняння двох технологій — сайклінг-процесу і виснаження — було проведено з видобутку конденсату за умови однаковою накопиченої видобутку. У табл. 1. 21 наведено дані про додаткової видобутку конденсату при сайклинг-процессе стосовно розробці поклади на виснаження. Варіант виснаження був зі знайденими з історії розробки ефективними параметрами водоносного пласта. Це зумовлювалося освітою «конденсатного валу «поблизу вибоїв цих свердловин у результаті просування контурних вод. Продукція вкв. 34 протягом 1984−1985 рр. поступово осушалась (до 166 г/м3). У другій половині 1986 р. до її вибою також підійшов «конденсатный вал », у зв’язку з ніж питомий вихід конденсату підвищився до 250 г/м3. Найбільше виявилася осушена продукція вкв. 13: частка сухого газу становила 79%. Підготовка газу закачування в пласт здійснювалася методом низькотемпературної сепарації з охолодженням газу пропановой холодильної установкою. Газоконденсатна суміш із експлуатаційних свердловин надходила на УКПГ, де у сепараторах першому місці при тиску 12,5 МПа і температурі 298 До відбувалося відділення краплинної рідини від газу. Після цього газ подавався в теплообмінник, де охолоджувався з допомогою холоду, який від пропановой холодильної встановлення і при тиску 10,5 — 11,0 МПа направлявся в низькотемпературний сепаратор другого ступеня, де відбувалося поділ сконденсировавшейся рідини і є. Отсепарированный газ за нормальної температури 263 — 258 До і тиску 10,5−11,0 МПа містив 30 — 32 г/м3 конденсату. З з підвищення вилучення конденсату технологія низькотемпературної підготовки газу була доповнена абсорбцією серед. Як абсорбента використали важкий конденсат I щаблі сепарації. Це дозволило додатково витягти 10−17 г/м3 конденсату з газу, закачуваного в пласт.

Закачування газу пласт здійснювалася трьома газомоторными компрессорами 10ГКНА 1/(100−12)-(200−275) продуктивністю 480−620 тис. м3/сут. кожен, які працюють паралельно. У процесі експлуатації компресорної станції було виявлено і усунуто низку чинників, знижують працездатність компресорів: замінені чопи компресорних циліндрів; змінена конструкція поршнів і сальників штока; подвоєна подача лубрикаторной мастила поршнів, замінена запірна арматура обв’язки компресорів на імпортну; встановлено фторопластовые фільтри конструкції УкрНИИгаза на вході газу компресори і на лініях нагнітання в свердловини; виготовлено і встановлено общестанционное загрузочное кільце для обкатування компресорів після ремонтів, передбачені дренаж видалення рідини з обв’язки вузла продувки всмоктувальної колектора, і навіть буферних ємностей; зроблено ремонт фундаментів і опор.

Економічну оцінку розробки Новотроїцького родовища показувала високу собівартість видобутку газу та конденсату. Проте досвід реалізації проекту дуже цінний для газопромысловиков.

Аналіз розробки Новотроїцького ГКМ дозволив зробити такі выводы.

1. Новотроїцьке родовище характеризується складним геологічним будовою, виявленими у процесі здійснення сайклінг-процесу і істотно вплинув на початкові проектні рішення. Задля більшої розробки родовища як сайклінг-процесу потрібно було провести детальну розвідку покладів як разведочными, і випереджаючими експлуатаційними скважинами.

2. На родовищі сайклинг-процессу передувала розробка як виснаження. У разі прояви водонапорного режиму це призвело до защемлению значних кількостей газу за фронтом витіснення. Найбільш високий технологічний й економічна ефект міг стати отримано при застосуванні сайклінг-процесу без попереднього відбору газа.

3. Під час підготовки проекту слід передбачити обв’язку нагнітальних і експлуатаційних свердловин за схемою — як у нагнітання, і на відбір. Це дозволить здійснювати оперативне регулювання розробки, очищення забою свердловин і т.д.

4. Під час проектування установок підготовки газу здійснення сайклінг-процесу залежно від конкретних умов і можливостей необхідно: а) застосовувати установки з низькотемпературної абсорбцією при тиску близько 11,0 МПа; б) використовувати установки низькотемпературної сепарації при тиску максимальної конденсації 5,5 — 6,5 МПа з турбодетандером з наступним поджатием газу до тиску 11,0 МПа компресором, які є однією валу з турбодетандером (найбільш економічний варіант); в) встановлювати перед компресорної станцією фільтри очищення газу від твердих домішок, а після компресорної станції - маслоуловители для захисту нагнітальних свердловин від олії, яка потрапляє газ за його компримировании.

5. Розробка Новотроїцького родовища як сайклинг-про-цесса за існуючих оптових цінах підприємств на природний газ і конденсат була убыточной.

Для газоконденсатних родовищ, у яких планується впровадження сайклінг-процесу, необхідно встановлювати пільгові індивідуальні оптові ціни предприятий.

Автор справжньої роботи вважає, можливості сайклінг-процесу вивчені й закони використовують недостатньо. Ідеться, наприклад, області застосування цієї технології при поміркованих і низьких шарових тисках, в частковості, в завершальній стадії розробки газоконденсатних родовищ, і навіть особливостей застосування сили на родовищах з різними складами шарових вуглеводневих смесей.

У зв’язку з цим було здійснено широкомасштабні теоретичні і експериментальні исследования.

Вивчили механізм та ефективність углеводородоотдачи при про закачування в газоконденсатную поклад сухого газу в різних стадіях виснаження пласта.

З використанням методу, заснованого на концепції тиску сходження, і рівняння стану Пенга — Робінсона проведено математичне моделювання природної газоконденсатной системи. Як приклад були взято термобарические умови і склад вуглеводневої суміші, характерні одного з родовищ Днепрово-Донецкой западини (Західного зводу Березовського газоконденсатного родовища). Вуглеводнева система мала наступний початковий склад: З, — 81,2%; С2 — 7,32%; С3 — 3,13%; С4 — 1,12% і С5 — 6,14%, вуглеводні С5+ моделювалися трьома фракціями: Ф, — 18% (Ммол = 107); Ф2 — 79% (Ммол = = 161) иФ3 = 3% (Ммод = 237). Початкові пластові тиск і температура дорівнювали відповідно 51 МПа і 113 °C.

Були отримані дані про динаміці конденсатогазового чинника (КГФ) і насиченості перового простору рідкої фазою. Тиск початку конденсації практично дорівнює початковому пластовому тиску. Початковий КГФ становить 420 г/м3. При тиску максимальної конденсації 7,7 МПа КГФ = 45 г/м3. Максимальне значення насиченості перового простору рідкої фазою сягає 12%. Коефіцієнт вилучення вуглеводнів С5+ при виснаженні до 2 МПа при даних шарових термобарических умовах не перевищує 32%.

Процес закачування в пласт сухого газу розглянуто при наступних шарових тисках: 22; 16; 7,7; 6 і трьох МПа. При тисках 22 і 16 МПа система перебуває в галузі ретроградної конденсації (рис. 1,35, а). Тиск максимальної конденсації становить 7,7 МПа, і за тисках 6 і трьох МПа система розташована на галузі прямого випаровування. Конден-сатогазовый чинник пластового флюїду при тисках 16 і трьох МПа одинаков.

Методика розрахунку процесу витіснення сухим газом пластовою системи полягає в рішенні диференційних рівнянь багатокомпонентної фільтрації безытерационным численным методом в допущенні изотермичности процесу, локального термодинамічної рівноваги та справедливості яких узагальненого закону Дарсі для фаз.

Розрахунки мали лінійної моделі пласта довжиною 3 м, пористість 25% і проницаемостью 4,7−10~15 м2, заповненою при вибраних тисках сумішами, відповідно моделирующими пластову суміш. Сухий газ моделювався метаном.

Метан у процесі фільтрації витісняє рівноважну пластову газову фазу і інтенсивний массообмен між фазами, що призводить до значного испарению ретроградного конденсату та зниження насиченості перового простору моделі пласта вуглеводневої рідиною. У цьому насиченість рідкої фазою завжди істотно нижчий «критичної «, тобто. рідка фаза нерухома й усе массоперенос відбувається у газової фазе.

Прокачування двох поровых обсягів метану при тиску 22 МПа дозволяє витягти практично 100% С2 -С4 і 32% вуглеводнів С5+. У цьому фракція Ф, (Ммол = 107) витягається на 72%, Ф2 (М"т = 161) — на 19%, а Ф3 (Ммол = 237) — на 9%. За більш низьких шарових тисках прокачування двох поровых обсягів моделі пласта дає більш низька вилучення вуглеводнів С5+, а важка фракція Ф3 (ММОЛ = 237) мало вытесняется.

Порівняйте ефективності процесу в різних шарових тисках варто навести обсяги закачуваного газу лише до одиниці виміру. У ролі такий одиниці вибрано необхідну кількість метану для прокачування одного перового обсягу пласта при тиску 22 МПа.

Розрахунки вчених показують (рис. 1. 35, б), що з тиску 3 і шість МПа (гілка прямого випаровування) до повного вилучення вуглеводнів С2 — С4 потрібно істотно менше закачуваного газу. Компоненти С5 — С8 (рис. 1. 35, в) беруться при тисках нижче тиску максимальної конденсації повніше, аніж за тисках до максимальної конденсації (в досліджуваному діапазоні). І лише найважчі фракції (Ммол = 161 і від) ефективно переходить до газову фазу за більш високих шарових тисках. Так, для видобутку всіх запасів вуглеводнів С2 — С4 слід прокачати 0,3 відносної одиниця виміру обсягу закачуваного метану при тиску 3 МПа і майже двох — при тисках 16 і 22 МПа. Прокачування двох відносних одиниць виміру метану дозволяє витягти 80% фракції Ф, при тисках впливу 3 МПа, 65% при 6 МПа, 60% при 7,7 МПа, 57% при 16 МПа і 72% при 22 МПа. У цілому нині, з урахуванням додаткового вилучення при виснаженні до нижчих тисків, при однакової кількості закачуваного сухого газу вилучення вуглеводнів С5+ буде в діапазоні тисків 3 — 7,7 МПа порівняти з витяганням при вплив буде в діапазоні тисків 7,7 — 22 МПа (рис. 1. 35, р). Отже, дослідження, з одного боку, показали, що вплив на газоконденсатный пласт неравновесным газоподібним агентом (сухий газ) в областях прямого випаровування не знижує питому компонентоотдачу (на 1 м³ закачуваного газу) пласта проти впливом за більш високих шарових тисках. З іншого боку, техніко-економічні показники такого процесу, особливо родовищ з цільовими продуктами вуглеводнів С2 — С8, може стати значно вищий з допомогою зниження обсягів консервируемого газу, можливості бескомпрессорной закачування і більше високого коефіцієнта охвата.

Був виконано також велике обсяг теоретичних і експериментальних досліджень з єдиною метою на наукове обґрунтування таких методів підвищення конденсатоотдачи розробки ГКМ, що базуються обліку особливостей групового і компонентного складу пластовою вуглеводневої суміші, що дозволяє підвищити рівень вилучення високомолекулярних вуглеводнів цієї смеси.

Як відомо, розмаїття складів природних газів визначає - поряд особливостям які вміщали гірських порід і термобарических умов покладів — фізичне статки у пласті газової суміші, наявність і відносне зміст рідкої, інколи ж твердої фази в суміші. Природно, що з складу вуглеводневої суміші залежить конденсатоотдача пласта при розробці його за режимі истощения.

Серед інших складових особливу роль природних газових сумішах грають проміжні вуглеводні - етан, пропан, з- нормальна бутан. Сумарна уміст їх у газових сумішах газових родовищ становить середньому до 5%, газоконденсатних 5 — 30%; в розчинених газах нафтових родовищ міститься від 10 -20 до 85 — 95% проміжних вуглеводнів [46, 16]. Кількісне вміст у природних газах низькомолекулярних гомологов метану, зокрема фракції С2 — С4, визначається умовами освіти газової і переробки рідкої вуглеводневої суміші з органічного речовини осадових нефтегазоматеринских порід, і навіть умовами міграції і накопичення вуглеводнів в пористих пластах покладів. Значний вплив на фізико-хімічні властивості і фазове стан і поведінку шарових газів вуглеводнів фракції С2 — С4 обумовлена тим, що це компоненти досить легко переходять із газового стану на рідке і навпаки при зміні в пласті термобарических умов (табл. 1. 22). Відповідно втягуються в межфазный массообмен інші компоненти суміші, під час першого чергу, з щодо близькими до проміжним вуглеводням властивостями. За даними робіт [31, 45] є прямий зв’язок між вмістом у пластовій газової суміші фракції С2 -С4 і виходом стабільного конденсату (С5+) першому етапі розробки деяких ГКМ основних газовидобувних регіонів країн СНГ.

Таблиця 1. 22 Деякі фізико-хімічні властивості низькомолекулярних алканов | |Алканы | |Показники |метан|этан |пропа|изобу|норма|норма| | | | |зв |тан |льный|льный| | | | | | | | | | | | | | |бутан|пента| | | | | | | |зв | |Хімічна |16,04|30,07|С3Н, |CQ |л-С4Н|"-С5Н| |формула | | |44,09|4Г) |," |, | |Молекулярна | | | |JO, lЈ|58,12|72,15| |маса | | | |і | | | |Температура |-161,|-88,6|-42,2|-10,1|-0,5 |+ | |кипіння при |3 | | | | |36,2 | |тиску 0, 1 | | | | | | | |МПа, °З | | | | | | | |Критичні | | | | | | | |параметри: | | | | | | | |температура, До |190,8|305,3|369,9|408,1|425,2|469,7| | | | | | | | | |тиск, МПа |4,63 |4,87 |4,25 |3,65 |3,80 |3,37 | |щільність, кг/м3 |163,5|204,5|218,5|221,0|226,1|227,8| | | | | | | | | |Теплота испарения|570 |490 |427 |352 |394 |341 | |при | | | | | | | |тиску 0,1 МПа,| | | | | | | |кДж/кг | | | | | | |

Результати статистичного аналізу даних розробки ГКМ Росії і близько деяких інших країн СНД, і навіть експериментальні дані вивчення поведінки рекомбинированных проб шарових газоконденсатних сумішей з використанням судин PVT-соотношений дозволили фахівцям ВНИИГАЗа в свого часу запропонувати узагальнену залежність середніх втрат стабільного конденсату (С5+) в пласті від потенційного змісту конденсату в газі початкового складу. Проте після цієї залежності який завжди відповідають газоконденсатные суміші, у яких значно зміст неуглеводородных компонентів і (чи) фракції С2 -С4, чи, навпаки, зміст останньої нижче «середнього «. У ВНИИГАЗе автором з працівниками досліджували залежність розчинності вуглеводнів С5+ в газі від вмісту у суміші фракцій С2 -С4. Встановлено, що конкурентний тиск початку конденсації суміші значною мірою залежить від вмісту у суміші проміжних вуглеводнів: ніж їх побільшає, тим при меншому тиску починається перехід системи в двухфазное стан. Отже, компоненти С2, С3, С4 сприяють зміщення рівноваги в газо-конденсатной суміші убік газової фази. Звідси стає зрозуміло механізм впливу проміжних вуглеводнів на конденсатоотдачу пласта при інших рівних условиях.

У процесі експериментальних і аналітичних досліджень з проблемі підвищення конденсатоотдачи пласта в завершальній стадії розробки ГКМ ВНИИГАЗом було запропоновано методи на газо-конденсатный пласт шляхом нагнітання газоподібних агентів, збагачених проміжними вуглеводнями [48, 49, 53, 45]. Сутність впливу залежить від значному зміщення фазового рівноваги в пластовій двухфазной системі в бік рідкої фази, що дозволяє залучити до розробку запаси ретроградного вуглеводневої конденсата.

Подальші дослідження ВНИИГАЗа показали, що в багатьох випадках дуже технологічнішими є методи на газоконденсатный пласт, засновані на примусовому зміщення рівноваги убік газової фази. Ці методи дозволяють як підвищувати на 10 — 20% продуктивність видобувних свердловин, і видобувати щонайменше 10−15% ретроградного вуглеводневої конденсату, относимого при звичайній розробці родовищ на режимі виснаження до неизвлекаемым втрат. Фізичне і математичне моделювання б свідчило про можливості (враховуючи роль проміжних вуглеводнів в масообмінних процесах) встановлення оптимальної області шарових тисків під час відбору запасів вуглеводнів на режимі виснаження, коли слід здійснювати нагнітання газоподібного агента ще ефективного вилучення ретроградного конденсату шляхом його испарения.

В розвиток викладених ідей з урахуванням накопиченого досвіду вивчення ролі проміжних вуглеводнів в конденсатоотдаче пласта було профінансовано фізичне моделювання процесів розробки ГКМ, пластова суміш яких містить різну кількість этан-пропан-бутановой фракції. Усі дослідження можна розділити на два етапу. У першому були проведено два експерименту по виснаження гіпотетичної модельної ДКЗ в посудині PVT- співвідношень. У першому досвіді система, склад парламенту й основні параметри якої наведені у табл. 1. 23, містила проміжні компоненти С3, С4. У другому досвіді дані вуглеводні в вихідної ДКЗ були відсутні, частку в складі суміші заповнили метаном (табл. 3). Виснаження ДКЗ як і першому, так і друге разі проводилося тиску рпл = 25 МПа за нормальної температури 80 °З, що цілком типово для середньостатистичного стану газоконденсатного об'єкта. Обмеження максимального темпу падіння пластового тиску в дослідах забезпечувало рівноважний межфазный массообмен.

Результати експериментів наочно демонструють роль проміжних вуглеводнів в удерживании компонентів С5+ у газовій фазі вже на початковій стадії відбору пластовою ДКЗ.

Проте подальше зниження тиску призводить до того, що вони при рш = 14 МПа відбувається інверсія залежностей. Більше значне накопичення ретроградних вуглеводнів С5+ на початку виснаження у другому експерименті забезпечило більший потенціал їхнього наступного переходу в газову фазу для вступу системи до області прямого випаровування, причому дане явище знайшов свій прояв у кількісному плані, а й у качественном.

Слід пам’ятати можливе вплив ретроградного конденсату в рідкої фазі ДКЗ як у величину рмк, і на інтенсивність прямого переходу рідких компонентів в газову фазу. Безумовну роль аналізованих явищах грають також якісні характеристики фракції С5+, котра свідомо спрощеним складом і невисокою молекулярної масою, й усієї фракції проміжних вуглеводнів, де немає у собі этана.

Аналізовані експериментальні дані були співвіднесені з результатами відповідних термодинамічних розрахунків (рис. 1. 36), дозволили додатково продемонструвати роль пропан-бутановой фракції вже о міжфазних масообмінних процесах при виснаженні ДКЗ. Для розрахунків робилося три варіанта складу вихідної ДКЗ (табл.), перші двоє у тому числі повністю аналогічні вже наведеним модельним системам (див. табл.).

Из рис. 1. 36 видно, що втрати конденсату у початковій стадії відбору пластовою суміші при «недостатньому «змісті компонентів С3 -С4 в вихідної ДКЗ зростають пропорційно площі між кривими, відповідними «» менш сприятливим «і «сприятливішим «з місця зору присутності С3 -С4 умовам експерименту. Розгляд графічних залежностей, побудованих виходячи з аналітичних розрахунків, дозволило виявити чіткішу, проти експериментальними даними, залежність рнк фракції С5+от величини пластового тиску. Слід відзначити досить хороше збіг експериментальних результатів з розрахунковими данными.

Отже, дослідження ВНИИГАЗа показали, що з підвищення конденсатоотдачи пласта розробки газоконденсатних родовищ можливо використання сайклінг-процесу у його «класичних «варіантах. Запропоновані нові варіанти часткового підтримки пластового тиску з урахуванням складу пластової суміші передбачають нагнітання газу того стадії виснаження об'єкта, коли природне кількість этан-пропан- бутановой фракції вже о суміші забезпечує підвищений вміст конденсату (фракції С5+) в рівноважної газової фазі. Якщо природного кількості С2 -С4 недостатньо, можливо до нагнітання сухого газу створення виснаженому пласті оторочки з газу, збагаченого цими компонентами. Фактично, мова про оптимізації часткового сайклінг-процесу. На такий спосіб розробки газоконденсатних родовищ автором і групою фахівців отримано патент [45].

Підтримка тиску шляхом нагнітання воды

Однією з можливих способів підвищення ефективності розробки газоконденсатних родовищ міг стати заводнення продуктивних пластів за аналогією з нафтовими і газовими покладами. Проте стосовно газоконденсатным покладам цей засіб впливу далеко ще не універсальний і вимагає спеціального розгляду з урахуванням особливостей конкретного продуктивного пласта. Однією з найважливіших геолого-промысловых характеристик поклади є глибина її залягання. Для газоконденсатних і нафтогазоконденсатних покладів вона варіює від менш 1000 до 6000 метрів і більш. При невеликих відступах зазвичай витримується пряма залежність початкового пластового тиску, початкового змісту конденсату в газі та зворотна залежність пористости, і навіть проникності від глибини залягання продуктивних відкладень. Серйозною проблемою є експлуатація свердловин на родовищі при про наявність у наукової продукції значної кількості вільної рідини (вуглеводневої конденсату, нафти, води). Особливо погіршується ця проблема на великих глибинах залягання об'єкта розробки, оскільки вітчизняні газоконденсатные і нефтегазоконденсатные родовища експлуатуються, за рідкісними винятками, на режимі використання природною енергії пласта і певної стадії відбору запасів вуглеводнів снизившееся забойное тиск не забезпечує винесення рідини на поверхню, дебіт свердловини падає, і наприкінці кінців свердловина може остановиться.

Отже, підтримку пластового тиску розробки родовища є способом як підвищення углеводородоотдачи пласта, а й збереження працездатності видобувних скважин.

Приклади різних, досить застосовуваних там варіантів підтримки тиску в поклади нагнітанням газу було розглянуто вище (в попередньому разделе).

Закачування води в продуктивні газоконденсатные і нефтегазоконденсатные пласти також у конкретних випадках з’явитися прийнятним способом підвищення ефективності розробки об'єкта. Проте зазначені вище особливості глибокозалягаючих продуктивних пластів і свердловин зазвичай обмежують можливості штучного заводнения. Іноді на заваді цього методу впливу можуть з’явитися різка неоднорідність і трещиноватость порід, оскільки лабораторні експерименти свідчить про швидкі прориви води у разі до видобувної свердловині. Проте запропоновані варіанти технологій розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ, дозволяють доволі вдало застосовувати заводнення за умов конкретних объектов.

Нижче наведено результати деяких теоретичних, експериментальних і промислових досліджень з проблемі підвищення ефективності розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних покладів й підтримки працездатності видобувних свердловин шляхом на поклад нагнітанням води чи за допомогою регулювання відборів шарових флюидов.

В.М. Мартос проаналізував результати використання заводнения при розробці низки вітчизняних і зарубіжних нафтогазових і нафтогазоконденсатних родовищ [10, 26]. На відміну від газоконденсатних родовищ, у своїй важлива послідовність відбору запасів вуглеводнів, спочатку представлених як газової фазою в шарових умовах, а й рідкої. Якщо запаси рідких вуглеводнів (нафти) досить великі, іноді саме ця вуглеводні складають основної об'єкт експлуатації. У промислових масштабах вперше у Росії на Бахметьевском родовищі було застосовано бар'єрне заводнення у роки. Нафтогазова поклад Б1 тульського горизонту приурочена до брахиантиклинальной складці з пологим східним (1,5 — 2°) і крутим західним (до 40°) крилами. Продуктивний пласт залягає на глибинах 1000−1100 м. У розрізі налічується до шести верств дрібно- і среднезернистых, нерівномірно консолідованих пісковиків, різняться перемінної завтовшки. Ці верстви розчленовані глинами і алевролитами. Найбільш витримані площею три верхніх шару, причому дві з них ізольовані від решти товщі глинистим пропластком завтовшки від 1 до 6 м. Відповідно, у продуктивному інтервалі виділяють верхню пачку Б}, що включає два перших піщаних шару, і нижню Б, 2, що об'єднує остальные.

Початкова становище ВНК на обох пачках було однаковим, на абсолютної позначці мінус 913 м. ГНК обіймав різне становище: в пачці Б| навколо оцінки мінус 875 м, в пачці Б, 2 — мінус 860 м. Поверх нефтеносности становив відповідно 38 і 53 м, газоносності 69 і 50 м. Ставлення обсягів газових і нафтових зон дорівнювало 1,2 і 0,2, причому 80% всіх запасів нафти було зосереджене у нижньої пачці. Початкова пластовий тиск становила 10,4 МПа.

Нафта нафтенометановой природи характеризувалася в шарових умовах початковими в’язкістю 4,5 мПа-с і щільністю 0,808 г/см3. Об'ємний пластовий чинник нафти дорівнював 1,11, газонасыщенность нафти — 60 м3/т. Тиск насичення була близькою до початковому пластовому давлению.

Відповідно до початкового варіанту, розробку поклади припускали вести через відбір лише нафту при консервації газової шапки, підтримуючи тиск нагнітанням води за контур нефтеносности. На східному крилі структури з основними запасами нафти пробурили три низки експлуатаційних свердловин, зосередивши їх не більше суто нафтової зони пачки Б2. Щоб уникнути загазовывания нафтової оторочки, свердловини центрального низки передбачалося експлуатувати при забійних тисках не нижче тиску у газовій шапке.

У промислову розробку поклад запровадили 1955 р., проте проектні показники були витримані: закачування води не компенсувала відборів нафти. До 1960 р. пластовий тиск знизилося на 1 МПа, почали загазовываться свердловини внутрішнього низки. Деякі свердловини за особливо високими газовими чинниками зупинили і законсервували. У цій ситуації фахівці інституту «ВолгоградНИПИнефть «запропонували поруч із законтурным застосувати бар'єрне заводнення. Попри нерівномірність низки «бар'єрних» свердловин, затримки лідера в освоєнні й у темпах нагнітання води, закачування води до зони нафтогазового контакту сприятливо вплинула динаміку відборів нафти і нефтеотдачу. За прогнозом, кінцева нефтеотдача мала становити приблизно 70% від початкових запасів. У 1970 р. було запроваджено експлуатацію газова шапка, який став можливим завдяки барьерному заводнення. Спостереженнями за свердловинами зовнішнього й середнього рядів, які відчували вплив бар'єрного заводнения, було встановлено, що відсічений водою газ переміщається вглиб оторочки. Через це газові чинники свердловин тимчасово зростали за кілька тисяч м3/т. За газом рухався нафтової вал. Після його підходи до свердловин газові чинники різко знижувалися, а дебети свердловин нерідко перевищували початкові величини. Геофізичними дослідженнями було встановлено характер розтікання води на підошві пласта. Можливо, нею вплинула як гравітація, а й шарувата неоднорідність нижньої пачки. Було так само встановлено, що просування води в газонасыщенную зону йшло нерівномірно: у нижній, більш проникної пачці фронт води просувався швидше, ніж у верхньої пачке.

Досвід застосування бар'єрного заводнения на Бахметьевском родовищі дуже корисним, попри ряд недоліків системи розробки, оскільки продемонстрував реальні можливості підвищення углеводородоотдачи пластов.

Безсумнівний інтерес представляє описаний В. М. Мартосом досвід застосування бар'єрного заводнения розробки великої нефтегазо-конденсатной поклади родовища Адена (США, Колородо, округ Морган). Моноклинально що залягає продуктивний пласт дакота крейдяного віку представлений мелкозернистыми песчаниками з середньої пористість 19,7% і проницаемостью 356−10 «15 м2. Кут падіння пласта близько 0,5°, середня глибина залягання мінус 1725 м, середня товщина 9 м. Розміри поклади у плані 5,5×11 км, площа нефтеносности 3410 га, газоносності 1880 га.

Початкова пластовий тиск становила 10,7 МПа, температура 81,4 °З. Щільність нафти 0,8096 г/см3, в’язкість при шарових умовах 0,35 мПа-с. Газонасыщенность нафти при початкових шарових умовах дорівнювала 89 м3/м3. Геологічні запаси оцінені в 22,1 млн. м3.

Газоконденсатна зона поклади відкрили травні 1953 р., нафтова — в листопаді 1953 р. На середину 1954 р. на родовищі було 170 нафтових та 15 газових свердловин. По початкового плану поклад передбачалося розробляти не на нафту з консервацією газової шапки, причому тиск підтримувати не предполагалось.

За перші 9 міс розробки нафтової оторочки пластовий тиск понизилося на 0,52 МПа. Нафтові свердловини поблизу ГНК брали роботи з підвищеним газовим чинником і швидко загазовывались. Швидко зростав газовий чинник", і на свердловинах, віддалених від початкового ГНК. Аналіз динаміки показників експлуатації свердловин свідчив у тому, основні енергетичні ресурси пласта обумовлені стиснутим газом газової шапки і розчиненим не в нафті газом. Через пологого залягання пласта режим газової шапки виявився малоефективним, спостерігалася тенденція до загазовыванию нафтової оторочки внаслідок локальних проривів газу высокопроницаемым пропласткам.

Лабораторні досліди на кернах, відібраних з продуктивного об'єкта, показали, що ефективна вилучення залишкових запасів нафти має забезпечити заводнення. Встановлено також, що лінійне заводнення в тому випадку доцільніше площадного.

Під час упорядкування проекту вторинної розробки поклади розглядали два варіанта. За першим із них передбачалося прикон-турное заводнення, за другим — бар'єрне. Після скрупульозного вивчення переваг і повним вад цих варіантів був обраний другий — бар'єрне заводнение.

Відповідно до ухваленого проекту у зоні контакту газ — нафту були пробурені 24 нагнетательные свердловини. З іншого боку, під нагнітання переобладнали вісім експлуатаційних свердловин. Закачування води почали 1 липня 1957 р. Темп нагнітання за 6 міс зросла з 6350 до 11 900 м3/сут. У листопаді 1957 р. між нафтової та газовій зонами було створено суцільний водяний бар'єр. Пластовий тиск початок повышаться.

Спочатку загальну нефтеотдачу по закінченні заводнения оцінювали в 55%. Фактичний хід розробки показав, проте, що окремі ділянки в межах нафтової оторочки слабко реагували на закачування води. Було встановлено також, що підошві продуктивного інтервалу є малопроницаемый пропласток, не охоплений витісненням. З урахуванням цих обставин було підраховано, що коефіцієнт нефтеотда-чи різноманітні ділянкам становитиме від 55 до 40% за середнього значенні 47%.

Хід розробки та досягнуті результати підтвердили раціональність бар'єрного заводнения на родовищі Адена. За розрахунками, експлуатацією поклади на виснаження можна отримати максимум 30% геологічних запасів нафти. Отже, додатковий приріст нефтеотда-чи з допомогою закачування води вже до середини 1965 р. становив 10%, а загальний приріст — 17%. Проте виграш, отриманий завдяки застосуванню бар'єрного заводнения, не вичерпується. У період розробки поклади на виснаження промисел відчував значні труднощі, пов’язані з загазовыванием свердловин. Свердловини доводилося зупиняти через перевищення максимально допустимих газових чинників. Підтримувати нормований темп вилучення нафти при досягнутої нефтеотдаче 12% неможливо було. Це означало, що термін розробки поклади розтягнувся на довгі роки. Бар'єрне заводнення радикально змінила стан справ на промислі. Зазначені труднощі відпали невдовзі після закачування воды.

Поруч із інтенсифікацією видобутку нафти з’явилася можливість вводити на експлуатацію газоконденсатную зону, що підвищило економічність системи розробки. Ліквідація проривів газу нафтову зону поліпшила коефіцієнт його утилизации.

Попри гарну оцінку ефективності бар'єрного заводнения, повнота використання запасів нафти не задовольняє компанію «Юніон ойл », яка розробляє родовище Адена. У зв’язку з цим компанія звернулася до третинним методам видобутку. Лабораторними дослідами було встановлено, що у умовах для вилучення залишкової нафти доцільно використовувати метод смешивающегося витіснення, який передбачає освіту у пласті оторочки з пропану і її шляхом попеременной закачування газу та води. Тож у 1962−1965 рр. провели два промислових експерименту, результати яких показали, основні труднощі по дорозі промислового впровадження методу смешивающегося витіснення пов’язані з регулюванням коефіцієнта охвата.

З огляду на загального потоку води від початкового ГНК вглиб оторочки закачиваемый через одиночні свердловини пропан просувався у тому ж напрямі вузькими мовами. Тимчасовий припинення бар'єрного заводнения в смузі однієї з досвідчених ділянок призвело до локального вторгнення до цієї зони газу з газоконденсатной шапки. Зафіксовано також швидкі прориви газу, закачуваного за пропаном, в спостережні свердловини. Коефіцієнт витіснення в охоплених зонах із розрахунку близький до 1, але коефіцієнти охоплення приблизно 4 рази менше прогнозных.

Набутий у ході промислових експериментів досвід дозволяє фахівцям загалом оптимістично оцінювати можливості смешивающегося витіснення залишкової нафти. Імовірно на 1 м³ закачаного пропану можна добути 2 м³ нафти. Співвідношення витрат і прибутків у разі виявляється вигідним. Тому можна було б очікувати, по закінченні заводнения розпочнуть третинної розробці родовища Адена.

Прогресивна технологія бар'єрного заводнения з допомогою згущувача води випробували на нафтогазовому родовищі Норт Іст Холсвил (США).

Поклад Крейн родовища лежить у окрузі Харисон (штат Техас) і приурочена до оолитовым известнякам, залегающим на глибині 2100 м. Вона була відкрита в 1950 р. і вважалася газової, поки 1956 р. була виявлено нафтова оторочка.

Продуктивний інтервал представлений двома тонкими пропластками з вікнами злиття не більше нафтової оторочки. Середня ефективна потужність дорівнює 2,4 м, пористість колекторів — 17%, проникність 50−10−15 м2. У структурному відношенні поклад є положисту пастка витягнутої форми. Площа продуктивності становить 6,9 тис. га, їх 2,8 тис. га займає облямівка. Початкові запаси нафти становили 2,7 млн. м3. Нафта легка, летучая.

Добування газу до виявлення нафтової оторочки викликала усунення її вгору структурою. Чіткої контакту газ -нафту до 1956 р. не було, а утворилася широка перехідна зона в інтервалі оцінок від -1920 до -1950 м.

Оторочку швидко разбурили й Болгарія запровадили в експлуатацію. Нафта, проте, продовжувала мігрувати в газову шапку. Пластовий тиск знижувалося швидше, чому це може бути викликано відбором нафти. Поруч із зміщенням оторочки спостерігалися локальні прориви у ній газу. Більшість свердловин працювало з ГФ більш 3500 м3/м3, і тому дебети їх була різко ограничены.

За такого стану єдиним реальним методом, здатним зупинити міграцію нафти, було визнано бар'єрне заводнення. Проведені розрахунки показали, проте, що водяний бар'єр не вистачить ефективним. Закачиваемая вода за умов буде вторгатися переважно у газову зону й цілком зупинити нафту зможе. Виникла ідея загустіти воду з допомогою водорастворимого полімеру. Через війну лабораторних і промислових експериментів зроблено висновок у тому, що з створення ефективної бар'єра між нафтової та газової зонами в закачиваемую воду досить запровадити 0,025% частково гидролизованного полиакриламида типу пушер.

Під закачування води перевели дві газові свердловини, які з двома додатково пробуренными створили досить щільний «бар'єрне «ряд, приблизно який відповідав поточному становищу ГНК. У травні 1963 р. через вкв. 37−2 і 35−1 почали закачувати воду з витратою 480 м3/сут. У листопаді в воду стали вводити полімер, підтримала його концентрацію лише на рівні 0,025%. З проміжних вкв. 36−1 і 37−3 в початковий період заводнения відбирали рідина й газ для прискореного освіти барьера.

У 1965 р., коли було закачано 67 т пушера, перейшли до нагнітанню прісної води. У 1967 р. під закачування переобладнали вкв. 36−1 і 37−3. На той час з’ясувалося, що дебети експлуатаційних нафтових свердловин, розташованих поруч з бар'єром, помітно зросли, а газовий чинник знизився з тисяч до 60 м3/м3. На фронті витіснення, судячи з цих змін, сформувався нафтової вал. Останнє стало несподіванкою, оскільки через високе газонасыщенности колектора освіту нафтового валу не розраховували. Поруч із бар'єрним розпочалися майданне заводнення центральній частині оторочки. І тому під нагнітання обладнали шість свердловин, приемистость яких становило середньому 320 м3/сут. Через п’ять місяців було зафіксоване вплив заводнения працювати вкв. 25−1, 20−1, 10- 1 і 11−1. Період безводній видобутку був нетривалим. Через неоднорідності пласта прориви води відбувалися при низьких коефіцієнти охвата.

Зіставлення показників розробки центральній частині нафтової оторочки і шпальти, що прилягає до бар'єра, дозволило вважати, що закачування полімеру гасить гетерогенную нестійкість витіснення. У зв’язку з цим було виділено ухвалено рішення закачати у центральні нагнетательные свердловини порції полімерної розчину підвищеної концентрації, щоб блокувати промиті водою зони пласта. Цю операцію розпочали на липні 1964 р. Протягом 80 сут в вкв. 12−1, 15−1, 44−1 і 66−1 закачували 0,05%-ный розчин пушера, потім перейшли нагнітання води. Через 2 місяці було зафіксоване значне підвищення дебитов та подальше зниження об-водненности нафти вкв. 10−1 і 11−1. Інші експлуатаційні свердловини на закачування полімеру реагували слабо.

У листопаді 1965 р. полімерне заводнення поширили на західну частина нафтової оторочки. Тут від початку закачували 0,025%-ный розчин пушера, причому загальний його обсяг становив 8% обсягу пір ділянки. Показники розробки цієї ділянки виявилися краще, ніж центрального. Це підтверджує відоме положення, що з про закачування полімеру в локально обводненный пласт досягається менший ефект. Закачувати полімер вигідніше з початку операції з підтримання пластового давления.

Період експлуатації на виснаження позначається швидким зниженням пластового тиску і дебитов нафти, зростанням ГФ. Максимальний місячний відбір (6,75 тис. м3) зафіксований у березні 1959 р., а до 1963 р. видобування нафти становить 0,95 тис. м3/мес. Із початком заводнения відзначено стабілізацію, кому надалі - підвищення пластового тиску з 9,8 до 13,7 МПа. Принаймні розширення масштабів на поклад росли відбори нафти, що до середині 1966 р. досягли 12,6 тис. м3/мес. Середній газовий чинник упав з 2300 до 180 м3/м3. На 01. 01. 1969 р. з поклади видобули 650 тис. м3 нафти, їх 450 тис. м3 отримано з допомогою полімерної заводнения.

Оцінюючи ефективності полімерної заводнения продуктивну площа розбили до 7 ділянок, виділених з урахуванням історії і їхнім розробки. Для кожної експлуатаційної свердловини розрахували граничний відбір нафти шляхом екстраполяції графіків дебитов, що на даний час всюди мають тенденцію до поступового зниження. Підсумовуванням оцінили граничну нефтеотдачу дільницями та зіставили останню з витратою полімеру. При цьому було встановлено, що закачування пушера у кількості менше 18,5 кг/(га- м) мало підвищує ефективність витіснення нафти. Для ділянки № 5, що за центральній частині оторочки, де витрата полімеру становив близько 9 кг/(га-м), питома нефтеотдача становить 90 м3/(га-м), що близько за паливною ефективністю до простого заводнення — 83 м3/(га-м).

Максимальний ефект — 211 м3/(га-м) — очікується дільниці № 2, де витрата полімеру становив 38,5 кг/(га-м). На сусідньому з нею ділянці № 3 було закачано ще більше полімеру — 42,5 кг/(га-м), а й через те, що цієї операції передувало просте заводнення, нефтеотдача тут нижче -128 м3/(га-м). У в середньому у поклади розраховують одержати по 127 м3/(га-м) нафти, що у 2,5 разу перевищує прогнозовану нефтеотдачу, що досягається розробки оторочки природному пластовом режимі. Приріст нафтовіддачі з допомогою загущения води полімером становитиме 36 мэ/(га-м). У розрахунку 1 м³ видобутої нафти видатки полімер оцінюються 2,07 дол. Попри наближеність розрахунку економічних показників, полімерне заводнення цьому родовищі виявилося выгодным.

Досвід розробки поклади Крейн показує, наскільки ефективним може бути оперативне зміна системи на нефтегазо-конденсатные пласти. Тут був застосована унікальна технологія видобутку нафти, але особливо важливо, що до неї прийшли о результаті систематичних спостережень станом оторочки що за різних про способи впливу на пласт. Загущение води полімером з метою створення стійкого бар'єра між нафтової та газовій зонами саме собі є великим досягненням в області вдосконалення бар'єрного заводнения. Цей захід, до того що ж, дозволило встановити, що у умовах закачування полімеру значно покращує коефіцієнт охоплення. Поширення полімерної заводнения протягом усього нефтенасыщенную зону дуже сприятливо позначився на нефтеотдаче. У той самий час треба сказати, не вдалося зупинити рух оторочки регулюванням де-битов шляхом форсованого відбору нефти.

Ю.В. Жовте, В. М. Рижик, В. М. Мартос запропонували також спосіб розробки нафтогазоконденсатного родовища шляхом часткового підтримки пластового тиску у газовій шапці з допомогою бар'єрного заводнения і регульованих відборів нафти і є. Відповідно до цього способу «сухого поля «в протягом певного періоду часу у зону ГНК нагнітається вода [10]. Одночасно здійснюється розробка нафтової оторочки та газовій шапки. У цьому темпи відбору нафти з оторочки і є з конденсатом з газової шапки встановлюються такими, щоб до кінця розробки основних запасів нафти частина газоконденсатной зони залишилася необводненной. Після припинення закачування води нафтову оторочку продовжують розробляти на виснаження до заданого краю обводнен-ности продукції. У цей час іде інтенсивний відбір газу із зони «сухого поля «. Оскільки навіть і часткового підтримки тиску після припинення нагнітання води немає, внаслідок відбору нафти і є пластовий тиск досить швидко знижується, а газонасыщенный обсяг обводненной зони зростає й відповідно відбувається води з цього зони в «сухе полі «. Після досягнення порога гідродинамічної рухливості затиснений газ обводненной зони починає фільтруватися у складі внедряющейся води, а й як суцільна вільна фаза, забезпечуючи збільшення дебитов газу експлуатаційних свердловин. Автори способу визнають, що розраховані темпи видобутку газу з конденсатом може стати занадто низькими. І тут рекомендується встановлювати відбори нафти і є відповідно до існуючими потребами, тільки після обводнения заздалегідь встановленої частини газоконденсатной шапки «сухе полі «слід законсервувати. Розміри «сухого поля «можна вибрати з такою розрахунком, щоб їхати до моменту граничного зниження тиску або повного обводнения цього поля цього не сталося і була б можливість у період доразработки поклади відбирати газ без води. Експериментальні дослідження авторів способу показали, у цьому разі розміри «сухого поля «мають бути великими. Період доразработки супроводжуватиметься зниженням тиску, зокрема, в зоні «сухого поля «. Відповідно зменшуватиметься конденсатосодержание видобутку газу. Звідси випливає, що з оптимізації як доразработки, а й розробки загалом об'єкта необхідно порівняти очікувані показники для кількох варіантів, різняться обсягами нагнітання води і розмірами «сухого поля «на момент припинення підтримки тиску. Вочевидь, ці розрахунки мають нести конкретний характер з урахуванням характеристики об'єкта разработки.

Експерименти показали, частка води у продукції виявляється припустимою після зниження насиченості пласта на 10−15%. Отже, коли після обводнения «сухого поля «середня водонасыщенность пласта знизиться на таку величину, обводнившиеся раніше свердловини може бути почали роботу і буде фонтанувати газом із жовтою водою. Принаймні відбору з пласта води та зниження його водонасыщенности обводненість продукції буде безупинно снижаться.

У окремих випадках на нафтогазоконденсатних родовищах може виявитися доцільним застосування законтурного заводнения. При розгляді цього способу часто виникають побоювання втрат нафти через вторгнення їх у газонасыщенную зону, й у запобігання цьому приймають спеціальні заходи. Законтурное заводнення служить передусім цілям підвищення нафтовіддачі у разі потужних нафтових оторочек може дати значний техніко-економічний эффект.

Як відомо, в газоконденсатних шапках нафтогазоконденсатних покладів можуть бути так звана залишкова (похована) нафту, причому насиченість нею перового простору й її запаси може бути значними [15, 28, 58]. Ця обставина змушує змінити усталену точку зору неприпустимість вторгнення нафтової оторочки в газоконденсатную зону. Результати проведеного Ю. В. Желтовым і В. М. Мартосом експериментального дослідження закономірностей руху оторочек дозволили запропонувати спосіб розробки нафтогазоконденсатних покладів з навмисним примусовим зміщенням нафтових оторочек в купол поклади. Сенс запропонованого способу у тому, що з досить високої насиченості пласта похованою нафтою (приблизно 25% і більше від обсягу пір) відбуватиметься накопичення нафти на оторочке. за рахунок видобутку похованою нафти загальна нефтеот-дача може перевищити початкові запаси оторочки. При менш високих насыщенностях розміри оторочки принаймні її руху скорочуються, проте у такому разі можуть бути отримана порівняно висока нефтеот-дача. Єдиним неодмінною умовою застосування цієї способу є підтримання в поклади початкового давления.

Розміщення експлуатаційних свердловин при застосуванні способу примусового усунення нафтової оторочки має виконуватися лише з урахуванням физико-геологических особливостей поклади. По-перше, треба мати на увазі обставина, що з високої насиченості пласта похованою нафтою нефтеотдача зростатиме зі збільшенням шляху переміщення оторочки, а при низькою — знижуватися. По-друге, потрібно враховувати, що газ витісняється вуглеводневими рідинами значно більше повно, ніж водою. Це встановлено поруч дослідників та підтверджується нашими експериментами. Це означає, що з примусовому зміщення оторочек під час підтримки тиску може бути отримана вища газоотдача і конденсатоотдача, аніж за бар'єрному заводнении. Природно, що повнота вилучення конденсату має зростати зі збільшенням шляху переміщення оторочки. На підставі таких характеристик поклади, як насиченість пласта похованою нафтою, потенційне зміст конденсату в газі, запаси газу, конденсату і, розміри газоконденсатной і Тюменської нафтової зон, величина ретроградних втрат конденсату за незначного зниження тиску тощо. буд., у кожному окремому разі можна визначити оптимальний масштаб усунення оторочки із єдиною метою максимального використання загальних запасів поклади. Відповідно до цим правилом і має здійснюватися розміщення експлуатаційних свердловин по поклади, встановлюватися темпи закачування води та відборів нефти.

Часткове усунення оторочки в газоконденсатную шапку може бути доцільним й у випадках вузьких оторочек. Такі оторочки може мати великий поверх нефтеносности і зосереджувати значні запаси. Зазвичай їх розбурювання представляє значні труднощі. Наслідком цього є нерівномірність дренирования нафтової зони, що зумовлює додатковим втрат нафти на пласті. Регульоване усунення оторочек усуває необхідність точної проводки свердловин: є підстави пробурені поблизу газонафтового контакту і уводять у експлуатацію принаймні прориву в них нефти.

Порівнюючи переваги та недоліки способів бар'єрного заводнения і примусового усунення оторочек, Ю. В. Желтов, В. М. Рижик, В. М. Мартос відзначають таке. Перший характеризується можливістю маневрування черговістю і інтенсивністю вилучення запасів нафти і газу з конденсатом, забезпечує високі кінцеві результати розробки покладів і то, можливо рекомендований широко впроваджувати. Область застосування способу примусового усунення оторочек обмежена, але у певних обставин він може забезпечити найповніше використання запасів у порівнянні з іншими способами розробки, зокрема і порівняно з бар'єрним заводнением. Найважливішими умовами, визначальними доцільність його застосування, є величина насиченості пласта похованою нафтою, потенційне зміст конденсату в газі і співвідношення запасів нафтової і газоконденсатной зон залежи.

Заслуговують на увагу комбіновані способи заводнения нафто- газоконденсатних покладів. Що стосується потужних нафтових оторочек доцільно підтримуватиме тиск закачуванням води на газонафтової і водо-нефтяной контакти одновременно.

Двостороннє заводнення нафтових оторочек сприяє більш рівномірному підтримці тиску з площі, і це сприятливо б'є по нефтеотдаче. Іноді із метою вдаються ще до площадному заводнення оторочки.

На думку, майданне заводнення може бути також способом доразработки нафтових оторочек, які за первинної експлуатації були виснажені нерівномірно площею. При застосуванні систем «на виснаження» тиску таке становище часто має місце через неконтрольованого вторгнення нафти на газонасыщенную зону (з проривами води через оторочку) чи через низького коефіцієнта охоплення під час використання режиму газової шапки. За цих засобах зрештою цілісність оторочек порушується, і останні є окремі невыработанные ділянки, роз'єднані зонами локальних проривів газу й води. Застосовуючи, наприклад, пятиточечные елементи майданного заводнения цих ділянках, можна підвищити нефтеотдачу й у певною мірою компенсувати збитки, завданий запасам нафти при первинної розробці поклади «на истощение».

Закачування води в нефтегазоконденсатный пласт можна використовувати не лише як підтримки тиску, але й регулювання рівномірності переміщення газонафтового контакту розробки оторочек на режимі газової шапки. Тому за доцільне в загазовані нафтові свердловини закачувати (можливо, періодично) порції води. Штучне зниження фазової проникності для газу зонах локальних проривів їх у оторочку уповільнює розвиток мов газу, завдяки чому поліпшуються коефіцієнти охоплення за площею та разрезу.

Слід пам’ятати, що «застосування способів підтримки тиску закачуванням води зумовлює необхідність проведення детальних досліджень термодинамічних і фільтраційних процесів в нефтегазо- конденсатных системах в шарових умовах. При виборі способу і складанні проекту розробки поклади треба мати кількісні відомості про зміну властивостей рідин і є залежно тиску (в'язкість, щільність, об'ємний коефіцієнт, розчинність тощо.), про фазових проницаемостях в потрійних системах: газ — конденсат — вода, газ — нафту — вода, про який вплив умов витіснення на повноту відбору з пласта нафти і є з конденсатом і т.д.

При застосуванні способів заводнения на нафтогазоконденсатних покладах особливо важливе значення набуває контролю над станом шарових рідин і рухом кордонів оторочек. Систематичний контроль дозволить вчасно попереджати розвиток небажаних процесів в пласті, з’ясовувати і оперативно усувати недоліки прийнятої системи. Саме ця у кінцевому рахунку визначає ефективність розробки месторождения.

Р.И. Медведский, Г. Б. Кряквин, В. П. Балин, Ю. Ф. Юшков [44] під час аналізу перспектив розробки газоконденсатонефтяных родовищ Західного Сибіру вважали найприйнятніший методом підтримки пластового тиску заводнення (законтурное, майданне, бар'єрне і їхні комбінації). Розглянувши всі існуючі й запропоновані варіанти заводнения, ці автори підкреслюють, можливість застосування тієї чи іншої варіанта визначається конкретним геологічною будовою і коллекторскими властивостями пласта, особливостями початкового стану пластовій системи. Звідси вони дійшли висновку, що з нафтогазоконденсатних родовищ Західного Сибіру жодного з способів заводнения в чистому вигляді може бути рекомендований і потрібно шукати нові модифікації заводнения, дозволяють раціонально експлуатувати великі подгазовые зони невеличкий товщини. Було зроблено припущення, що найефективнішим підходом з погляду підвищення нафтовіддачі і інтенсифікації нафтовидобутку в змозі з’явитися комбінація кількох методів впливу, насамперед поєднання физико- хімічних методів блокування газу з спрямованим гидроразрывом пласта і заводнением. С. Закірова і P.M. Кіндрат [13] вважають, що активний вплив на процес розробки родовищ природних газів при водонапорном режимі має забезпечити регулювання просування шарових вод, зниження розмірів заводненной зони пласта і кількість защемленного у ній газу. Воно досягається експлуатацією обводнених газових свердловин. Задля реалізації технології активного на водонапірний режим необхідно створити сітку видобувних і контрольно-спостережних свердловин, що охоплює всю площа газоносності. Спочатку з свердловин відбирають газ. Принаймні появи води в видобутої продукції застосовують методи інтенсифікації винесення рідини на поверхню. У цьому неодмінною умовою успішного впровадження технології є збереження режимів експлуатації свердловин, поддерживавшихся на початок їх обводнения, а за необхідності переклад свердловин на форсований режим відбору газу й води. Навколо забою кожної обводненной свердловини принаймні відбору води та газу утворюється зона зниженого тиску. За результатами проведених С. Закировым і P.M. Кіндратом лабораторних експериментів, за незначного зниження тиску в обводнених обсягах пласта затиснений газ спочатку розширюється, залишаючись практично нерухомим. Після зниження тиску або на 23 — 37% стосовно тиску заводнения обшир газу, отримуваний за його розширенні, стає рухомим. Защемлення газу пористої середовищі, наступне його розширення й рух призводять до істотного зниження фазової проникності для води — в 10−100 разів, і більш. Через війну експлуатації обводнених свердловин сповільнюється просування шарових вод у зоні їхнього розташування, що сприяє вирівнюванню контуру газоносності. Поруч із виконанням завдань регулювання у розробку втягується газ з зон пласта, обійдених і отсеченных фронтом води, і з заводненной зони вилучається частина защемленного газу за рахунок відбору його з водою, і з допомогою надходження у газонасыщенную частина пласта. Отже, в запропонованому методі активного на процес розробки газових родовищ негативні наслідки прояви водонапорного режиму — защемлення газу водою — йдуть на регулювання просування шарових вод і підвищення коефіцієнта газоотдачи. Що стосується родовищам, розробка яких завершено за повної обводнении всіх свердловин, або до родовищам, хто розпочав завершальну стадію експлуатації, технологія активного на водонапірний режим реалізується за допомогою організації вторинної видобутку газу з обводнених пластів. З результатів лабораторних експериментів, щоб одержати позитивного ефекту тиск у обводнених пластах необхідно знизити нижче значення, відповідного максимуму газожидкостного чинника (приблизно 0,25 — 0,30 тиску заводнения).

Теоретичні дослідження технології активного на водонапірний режим проведено з прикладу Битковского газоконденсатного родовища [19]. За період розробки з родовища вилучено 71,2% газу, в обводненной зоні защемлено 17,3% від початкових і 57% від залишкових запасів газу. Розрахункові дані показують, що під час доразработки родовища (без регулювання просування шарових вод) коефіцієнт газоотдачи по залишковому газу становитиме лише 21,18%, а за спільної відборі з свердловин газу із жовтою водою залежно від варіанта їх експлуатації він змінюватиметься від 47,8 до 58,9% [20]. Заводнення одна із можливих напрямів підвищення углеводородоотдачи і розробки газоконденсатних родовищ. Теоретичні і експериментальні дослідження свідчать, політика щодо зміни тиску заводнения від початкового до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші коефіцієнт конденсатоотдачи поступово збільшується в міру зниження тиску, досягаючи максимального значення при тиску початку конденсації. Ретроградна конденсація вуглеводневої суміші супроводжується зменшенням коефіцієнта конденсатоотдачи, що пов’язані з защемлением водою всього выпадающего в пористої середовищі конденсату. Після досягнення певного (критичного) значення насиченості пір пласта що випали конденсатом, що у експериментах С. Закирова і P.M. Кіндрата на моделях несцементированных пористих середовищ одно 0,025 — 0,06, частину його починає витіснятися водою з пористої середовища із заснуванням попереду фронту води оторочки. Це спричиняє уповільнення темпу зниження коефіцієнта конденсатоотдачи, який, досягнувши мінімального значення, збільшується. Про результати проведених досліджень показують, що раціональним є заводнення при тисках, близьких до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші, і навіть при знижених шарових тисках за умов наявності у пористої середовищі який випав конденсату. Відповідно до експериментальним даним, закачування перед фронтом води оторочки вуглеводневої розчинника, водогазовых сумішей, розчину ПАР і послідовне нагнітання водного розчину ПАР і є сприяють поліпшенню коефіцієнта вилучення конденсату проти закачуванням лише води. Високі значення коефіцієнта конденсатоотдачи можна досягти при заводнении в умовах конденсації в пласті важких фракцій вуглеводневої конденсату і часткової гидрофобизации ними поверхні поровых каналів, і навіть при тисках, відповідних мінімальним значенням щільності і в’язкості який випав в пласті конденсату. Ефективність заводнения газоконденсатних пластів підтверджено теоретичними дослідженнями, проведеними для умов горизонту В-16 Гадяцької газокон-денсатного месторождения.

Запропонована технологія активного на процес розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими оторочками включає відбір газоконденсатной суміші через видобувні свердловини, які працюють у зведенні структури, зворотний закачування в пласт всього конденсату через нагнетательные свердловини, розташовані за українсько-словацьким кордоном розділу газової і Тюменської нафтової зон, і зворотний закачування сухого газу через іншу сітку нагнітальних свердловин, розташованих вищої напластованию. Після створення оторочки конденсату необхідного розміру (приблизно 20 — 25% від обсягу нефтенасыщенных пір) переходять на закачування води через першу сітку нагнітальних свердловин. Відбір нафти виробляють після освіти у пласті оторочки конденсату, а разі великий різниці між початковим пластовим тиском і тиском насичення нафти газом — з введення родовища у розробку. Що стосується розробці газоконденсатних родовищ з залишкової нафтою запропонована технологія підвищення коефіцієнта углеводородоотдачи передбачає початкове вилучення газоконденсатной суміші як виснаження досі зниження пластового тиску до значення, відповідного максимальної насиченості пористої середовища залишкової нафтою і що випали конденсатом. Потім у пласт закачують витискає агент (газ, воду), підтримуючи тиск постійним. У розглянутий разі для підвищення ефективності вилучення залишкової нафти використовується негативне наслідок розробки газоконденсатних родовищ на режимі виснаження — випадання в пласті вуглеводневої конденсату. свердловин. Задля реалізації технології активного на водонапірний режим необхідно створити сітку видобувних і контрольно-спостережних свердловин, що охоплює усю площу газоносності. Спочатку з свердловин відбирають газ. Принаймні появи води в видобутої продукції застосовують методи інтенсифікації винесення рідини на поверхню. У цьому обов’язковим умовою успішного впровадження технології є збереження режимів експлуатації свердловин, поддерживавшихся на початок їх обводнения, а при необхідності переклад свердловин на форсований режим відбору газу й води. Навколо забою кожної обводненной свердловини принаймні відбору води та газу утворюється зона зниженого тиску. За результатами проведених С. Закировым і P.M. Кіндратом лабораторних експериментів, за незначного зниження тиску в обводнених обсягах пласта затиснений газ спочатку розширюється, залишаючись практично нерухомим. Після зниження тиску або на 23 — 37% по відношення до тиску заводнения обшир газу, отримуваний за його розширенні, стає рухомим. Защемлення газу пористої середовищі, наступне його розширення й рух призводять до істотного зниження фазової проникності для води — удесятеро — 100 разів, і більш. Через війну експлуатації обводнених свердловин сповільнюється просування шарових вод в зоні їхнього розташування, що сприяє вирівнюванню контуру газоносності. Поруч із виконанням завдань регулювання у розробку втягується газ з зон пласта, обійдених і отсеченных фронтом води, і з заводненной зони вилучається частина защемленного газу за рахунок відбору його з водою, і з допомогою надходження у газонасыщенную частина пласта. Отже, в запропонованому методі активного на процес розробки газових родовищ негативні наслідки прояви водонапорного режиму — защемлення газу водою — йдуть на регулювання просування шарових вод і підвищення коефіцієнта газоотдачи. Що стосується родовищам, розробка яких завершено за повної обводнении всіх свердловин, або до родовищам, хто розпочав завершальну стадію експлуатації, технологія активного на водонапірний режим реалізується за допомогою організації вторинної видобутку газу з обводнених пластів. З результатів лабораторних експериментів, щоб одержати позитивного ефекту тиск у обводнених пластах необхідно знизити нижче значення, відповідного максимуму газожидкостного чинника (приблизно 0,25 — 0,30 тиску заводнения).

Теоретичні дослідження технології активного на водонапірний режим проведено з прикладу Битковского газоконденсатного родовища [19]. За період розробки з родовища вилучено 71,2% газу, в обводненной зоні защемлено 17,3% від початкових і 57% від залишкових запасів газу. Розрахункові дані показують, що під час до-разработки родовища (без регулювання просування шарових вод) коефіцієнт газоотдачи по залишковому газу становитиме лише 21,18%, а за спільної відборі з свердловин газу із жовтою водою залежно від варіанта їх експлуатації він змінюватиметься від 47,8 до 58,9% [20]. Заводнення одна із можливих напрямів підвищення утлеводородоотдачи і розробки газоконденсатних родовищ. Теоретичні і експериментальні дослідження свідчать, політика щодо зміни тиску заводнения від початкового до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші коефіцієнт конденсатоотдачи поступово уве- личивается в міру зниження тиску, досягаючи максимального значення при тиску початку конденсації. Ретроградна конденсація вуглеводневої суміші супроводжується зменшенням коефіцієнта конденсатоотдачи, що пов’язані з защемлением водою всього выпадающего в пористої середовищі конденсату. Після досягнення певного (критичного) значення насиченості пір пласта що випали конденсатом, що у експериментах С. Закирова і P.M. Кіндрата на моделях несцементированных пористих середовищ одно 0,025 — 0,06, частину його починає витіснятися водою з пористої середовища із заснуванням попереду фронту води оторочки. Це спричиняє уповільнення темпу зниження коефіцієнта конденсатоотдачи, який, досягнувши мінімального значення, збільшується. Про результати проведених досліджень показують, що раціональним є заводнення при тисках, близьких до тиску початку конденсації вуглеводневої суміші, і навіть при знижених шарових тисках за умов наявності у пористої середовищі який випав конденсату. Відповідно до експериментальним даним, закачування перед фронтом води оторочки вуглеводневої розчинника, водогазовых сумішей, розчину ПАР і послідовне нагнітання водного розчину ПАР і є сприяють поліпшенню коефіцієнта вилучення конденсату проти закачуванням лише води. Високі значення коефіцієнта конденсатоотдачи можна досягти при заводнении в умовах конденсації в пласті важких фракцій вуглеводневої конденсату і часткової гидрофобизации ними поверхні поровых каналів, і навіть при тисках, відповідних мінімальним значенням щільності і в’язкості який випав в пласті конденсату. Ефективність заводнения газоконденсатних пластів підтверджено теоретичними дослідженнями, проведеними для умов горизонту В-16 Гадяцької газокон-денсатного месторождения.

Запропонована технологія активного на процес розробки газоконденсатних родовищ з нафтовими оторочками включає відбір газоконденсатной суміші через видобувні свердловини, які працюють у зведенні структури, зворотний закачування в пласт всього конденсату через нагнетательные свердловини, розташовані за українсько-словацьким кордоном розділу газової і Тюменської нафтової зон, і зворотний закачування сухого газу через іншу сітку нагнітальних свердловин, розташованих вищої напластованию. Після створення оторочки конденсату необхідного розміру (приблизно 20 — 25% від обсягу нефтенасыщенных пір) переходять на закачування води через першу сітку нагнітальних свердловин. Відбір нафти виробляють після освіти у пласті оторочки конденсату, а разі великий різниці між початковим пластовим тиском і тиском насичення нафти газом — з введення родовища в разработку.

Що стосується розробці газоконденсатних родовищ з залишкової нафтою запропонована технологія підвищення коефіцієнта углеводородоотдачи передбачає початкове вилучення газоконденсатной суміші як виснаження досі зниження пластового тиску до значення, відповідного максимальної насиченості пористої середовища залишкової нафтою і що випали конденсатом. Потім у пласт закачують витискає агент (газ, воду), підтримуючи тиск постійним. У розглянутий разі для підвищення ефективності вилучення залишкової нафти використовується негативне наслідок розробки газоконденсатних родовищ на режимі виснаження — випадання в пласті вуглеводневої конденсата.

Р.М. Кіндратом [19] досить докладно описані особливості розробки Битковского і проти Гадяцької газоконденсатних родовищ (Україна) з застосуванням заводнения.

Газоносные пласти Битковского газоконденсатного родовища (Україна) присвячені відкладенням ямненской, манявской і выгодско-пасечнянской звитий складки «Глибинна », залегающим на глибинах 1900 — 2800 м. Вище по розрізу в менілітових відкладеннях тієї ж складки міститься нафту. Продуктивні відкладення представлені чергуванням пісковиків, вапняків, глинистих сланців, алевролитов, аргиллитов і гравелитов. У кожній із звитий налічується від 2 до 20 піщаних пропластков завтовшки від 1 до 22 м. Газоносные пласти характеризуються низькими коллекторскими властивостями (пористість становить середньому 0,12, проникність по промисловим даним (2*15)-10 «14 м2) і високої неоднорідністю. Середнє значення коефіцієнта початковій газонасыщенности одно 0,7. У ущільнених песчано-алевролитовых породах розвинені тріщини. Трещинная пористість невелика, становить 0,002 — 0,04, але грає на вирішальній ролі в проникності коллекторов.

Родовище пластово-массивного типу з розмірами 2500−6000 м по короткій і 18 000 м по довгою осях складки. Поперечними порушеннями воно розбите на шість блоків (із півночі на південь): Старунский (I), Бачен-ский (II), Битковский (III), Пасечнянский (IV), Любижнянский (V) і Південно-Західний (VI). Экранирующим є лише порушення, що відділяє Старунский блок. Початковий газоводяной контакт був єдиним всім блоків на абсолютної позначці мінус 1945 м. Початкова пластовий тиск, наведене до площині початкового контуру газоносності, становила 30,35 МПа, початкові запаси газу- 45−109 м3, початкова зміст конденсату в газі - 62 г/м3.

Родовище приурочено до замкненому водоносному басейну, поданому не більше окремих блоків ізольованими гідродинамічними системами. Пластові води ставляться до хлоркальциевому типу, хлоридной групі, натриевой підгрупі. Мінералізація води змінюється від 120 до 220 кг/м3, становлячи загалом 168 кг/м3.

Родовище введено у розробку в 1962 р. Максимальний рівень видобутку газу досягнуто 1968 р. і становить 7,88% від початкових запасів газу, затверджених в ГКЗ. У 1989 р. видобуто 0,82% газу від початкових запасів. На 01. 01. 90 р. з родовища вилучено з утратами 79,7% газу та 44,5% конденсату. Сумарний відбір пластовій води дорівнює 165 598 м3. Середнє пластовий тиск становить 5,5 МПа. Майданом газоносності воно розподілено нерівномірний і змінюється від 4,8 МПа в Битковском блоці до 8,9 МПа в Південно-Західному блоці. Родовище розробляється при водонапорном режимі. Наприкінці 1967 р. почали обводняться приконтурные свердловини 400 і 450. На 01. 01. 90 р. з 61 свердловини, пробуренной не більше початкового контуру газоносності, 6 ліквідовані за геологічними і технічних причин, 17 — внаслідок обводнения, 7 обводнених свердловин переведені у контрольні. У фонді видобувних значаться 32 свердловини. За даними за грудень 1989 р., п’ять свердловин (24, 28, 45, 385, 478) експлуатуються • газлифтным способом (періодично чи безупинно) з дебітом газу 5 — 95 тис. м3/сут, вісім (9, 25, 26, 435, 457, 464, 473, 476) експлуатуються періодично чи працюють барботажным газом з дебітом 1−5 тис. м3/сут. На інших свердловин дебети газу змінюються від 18 до 77 тис. м3/сут. Середнє робочий тиск по свердловин становить 0,7 — 5,8 МПа, тиск у затрубном просторі 0,7 — 6,7 МПа, водний чинник 8−10~6 — 49-ТУ «6 м3/м3.

Результати промыслово-геофизических і термогазодинамических досліджень свердловин показують, що обводнювання відбувалося з допомогою як загального підйому газоводяного контакту, і випереджаючого переміщення фронту води по окремим, найбільш дренируемым і проницаемым пропласткам, розміщеним у різних частинах продуктивного разреза.

Аналіз промислових даних показує, що в міру відбору газу та зниження пластового тиску відбувалося поступове збільшення швидкості впровадження води в західну частина Битковского блоку. У найгіршому разі 1969 р. досягнути максимального значення, рівного 110 м/рік. Надалі темп надходження води зменшується, а залежності М = f (t) і w = = y (t) поступово выполаживаются. Аналогічні залежності отримані та інших блоків. У цілому порядок обводнения видобувних свердловин визначається становищем їх у структурі. Так, для обох частин Пасеч-нянского блоку отримана лінійна залежність між абсолютними оцінками покрівлі выгодско-пасечнянских і манявских відкладень (відстань до початкового контуру газоносності) і часом появи води у продукції скважин.

Результати промыслово-геофизических досліджень обводнених свердловин свідчить про високому значенні коефіцієнта поточної газонасыщенности, коли відбувається відключення продуктивних пластів. Пласти багатозначно газонасыщенности 0,49−0,52 не працюють. У продуктивному розрізі більшості свердловин на даний момент їх відключення були пропластки з початковій газонасыщенностью. Так, за даними промыслово-геофизических досліджень вкв. 32, проведених у грудні 1975 р. після припинення її роботи внаслідок обводнения, газонасыщенные пласти в верхньої частини выгодско-пасечнянской свити і у неповній середній частини манявской почту. При повторних дослідженнях свердловини, проведених у травні 1979 р. через з половиною роки після його зупинки, змін — у розташуванні газонасыщенных пластів цього не сталося. Привертає увагу порівняно високе значення коефіцієнта залишкової газонасыщенности обводнених пластів: порядку 0,61 для выгодско-пасечнянской свити і 0,5−0,59 для манявской почту. За період циклу експлуатації свердловини пластовий тиск у зоні її розташування знизилося з 17 МПа у разі води у продукції до 9,3 МПа -на даний момент припинення її через обводнения і 8,22 МПа — по вимірам в травні 1979 р. З використанням цих даних визначено значення коефіцієнта залишкової газонасыщенности продуктивних відкладень на даний момент защемления газу водою. Для відкладень выгодско-пасечнянской почту коефіцієнт залишкової газонасыщенности дорівнював 0,31, для пластів манявской почту — 0,254−0,3. Ці значення збігаються з результатами лабораторних експериментів із витискання газу водою з природних зразків Битковского родовища за умов, близьких до пластовим; відповідно до них коефіцієнт залишкової газонасыщенности на даний момент прориву води становить 0,3−0,35, а після прокачування одного порового обсягу води зменшується до 0,23−0,25. У разі Битковского родовища контур газоносності переміщається вкрай нерівномірно площею газоносності і продуктивної розрізу. У цьому сенсі можна достовірно оцінити лише становище передній крайки фронту витіснення. На 01. 07. 83 р. з родовища відібрали 73,34% початкових запасів газу, зокрема з взаємодіючих Бабченского, Битковского, Пасечнянского, Любижнянского і Південно-Західного блоків -74,12% початкових запасів газу цих блоках. Через війну аналізу даних із обводнювання родовища отримані такі значення висоти підйому газоводяного контакту окремими блоках: Бабченский — 149 м, Битковский — 363 метрів за західній частині і 316 у частині; Пасечнянский — від 200 (вкв. 457) до 272,8 м (вкв. 6) і 418,8 м (вкв. 25) у західній частині і зажадав від 78,7 (вкв. 28) до 323,9 м (вкв. 385) і 380,7 м (вкв. 478) у частині; Любижнянский -155 м; Південно-Західний — 107 метрів за західній частині і 47 метрів за восточной.

Розрахунки, проведення використанням прийнятого становища газоводяного контакту, показали, що у 01. 07. 1983 р. в Битковское родовище, за винятком Старунского блоку, вкоренилась 31,5-Ю6 м3 води, що призвело до обводнювання (не більше передній крайки фронту витіснення) близько 70% порового обсягу пласта. Кількість газу заводненной зоні становить 17,32% від початкових і 66,92% від залишкових запасів. Середнє значення коефіцієнта залишкової газонасыщенности одно 0,579. Воно вище критичного значення, за якого умов Битковского родовища залишковий газ набуває рухливість. Порівняно висока газонасыщенность заводненной зони пояснюється як розширенням залишкового газу в міру зниження пластового тиску, і наявністю в заводненной зоні окремих газонасыщенных ділянок, обійдених і отсеченных фронтом воды.

Наведені дані свідчить про доцільності проведення заходів із залученню до розробку залишкових запасів газа.

Для отримання високих значень коефіцієнта газоотдачи продуктивних пластів при водонапорном режимі необхідно забезпечити стійку роботу обводнених свердловин. На Битковском родовищі застосовувалися такі методи інтенсифікації винесення рідини з газових свердловин, як зниження устьевых тисків шляхом підключення низки свердловин до конденсатопроводу (вкв. 24, 26, 385, 478), загальне зниження тиску прийомі компресорної станції, зміна конструкції ліфта окремими обводнившихся свердловинах при проведенні ремонтних робіт і др.

Крім розглянутих вище варіантів розробки ГКМ з нагнітанням води в опублікованих у час роботах пропонувалася так звана водогазовая репресія, метою котрої є вирівнювання фільтраційних опорів в неоднорідному пласті шляхом блокування найбільш проникних зон пласта й залучення в фільтрацію вуглеводнів раніше застійних зон. Очевидно, за умов реального пласта слід боятися те, що блокуватися буде лише найближча до нагнетательной свердловині частина найбільш проникних областей колектора. Досягнення ефекту знадобиться нагнітати значні обсяги води та газу, відповідно треба бути готовими до того що, що виникне потреба — після прориву води — експлуатувати свердловини за великим вмістом у продукції води, тобто. обладнати свердловини глибинними насосами (при глибинах залягання пласта приблизно до 2500 м) чи газлифтными підйомниками (за більш значних глубинах).

Узагальнюючи все викладене на проблеми розробки газоконденсатних і нафтогазоконденсатних родовищ з нагнітанням води в пласт чи з регулюванням фронту розповсюдження по пласту, можна зробити такі выводы.

Штучне заводнення пласта може бути застосована в газоконденсатних покладах, зокрема з нафтовими оторочками, при глибинах приблизно до 2500 м, й у колекторах з проницаемостью не нижче 10~14 м2. Найбільш вивченим і оправдавшим застосування на реальних об'єктах є бар'єрне заводнення на газонефтяном контакті, соціальній та зоні нафтової оторочки.

Як за розробці з штучним заводнением, і при регулюванні просування фронту води частина свердловин на родовищі мусить бути переведено відбір води чи водогазовой суміші, зокрема на форсованому режимі, що дозволить управляти процесом просування води по пласту, забезпечити є повнішим його охоплення і знизити втрати вуглеводнів з- за защемления.

Збільшити кінцеву газоконденсатоотдачу пласта саме його штучного чи природного заводнения можливо, розробляючи пласт на виснаження через відбір водогазовой смеси.

Очевидно, при розробці поклади з відбором великих обсягів води важливо екологічно грамотно утилізувати видобуту воду, наприклад використовувати її для закачування в експлуатовані нафтові чи відпрацьовані газові пласты.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой