Розробка родовищ газоконденсатного типу

Родовища газоконденсатного типу.

На відміну від суто газових родовищ газоконденсатні розробляютьсядля отримання не тільки газу, але і високомолекулярних компонентів --газового конденсату, найціннішого сировини нафтохімічного виробництва.
Нерідко конденсат є основним цільовим сировиною. Тому режимирозробки газоконденсатних родовищ слід оцінювати як способивидобутку і газу, і - особливо - конденсату.

Розробка на виснаження.

газоконденсатні поклади в їх початковому - на момент відкриття - станіхарактеризуються високими пластовими тисками, що досягають зазвичайдекількох десятків мегапаскалей. Зустрічаються поклади з відносно низькими
(8-10) і дуже високими (до 150 - 180 МПа) початковими пластовими тисками.
Основні запаси вуглеводнів у покладах газоконденсатного типу приурочені дооб'єктах з початковими пластовими тисками 30 - 60 МПа. У вітчизнянійгазопромысловой практиці розробка газоконденсатних родовищздійснювалася до недавнього часу на режимі використання тількиприродної енергії пласта. Такий режим ( «виснаження») вимагає для своєїреалізації мінімальних капітальних вкладень і відносно помірнихпоточних матеріальних і фінансових витрат. В історії розробкигазоконденсатного родовища, як і при розробці чисто газового,відбувається послідовна зміна декількох характерних періодів: освоєнняі пробної експлуатації; наростаючій, максимальної, зменшення видобутку;завершальний період. На відміну від розробки чисто газової поклади в даномувипадку доводиться мати справу з продукцією, постійно змінює свійсклад. Це пов'язано з явищами ретроградної конденсації пластовоївуглеводневої суміші при зниженні пластового тиску. Високомолекулярнівуглеводневі компоненти суміші після зниження тиску в поклади нижчетиску початку конденсації РНК переходять в рідку фазу, яка залишаєтьсянерухомої практично на всьому протязі розробки родовища в силунизькою фазової насиченості (не більше 12-15% об'єму пор), набагато меншоюпорога гідродинамічної рухливості (40 - 60%).
Відбір вуглеводнів з газоконденсатного пласта на режимі виснаженнясупроводжується масообмінних явищами в углеводороднасищенном поровоепросторі колектора, які відповідають процесу диференціальноїконденсації суміші. В області високих тисків (зазвичай вище 15 -20 МПа)склад відбирає з пласта продукції свердловин змінюється практично такимже чином, як при контактної конденсації суміші. Процес контактноїконденсації відрізняється від процесу диференціальної конденсації тим, щозниження тиску в системі проводиться шляхом ізотермічного збільшенняоб'єму системи. Цей процес досліджують або розрахунковим шляхом, використовуючидані про константах міжфазної рівноваги складових суміш індивідуальнихвуглеводневих компонентів, або на посудині фазових рівноваг з розсувнимипоршнями. Слід зазначити, що процес контактної конденсації вгазопромысловой практиці не зустрічається, але іноді використовується придослідженні міжфазної масообміну через простоту і досить високоюступеня відповідності пластовим явищ, особливо для підвищених пластовихтисків.
Г.С. Степанова і В.Н. Шустеф докладно вивчали особливості процесудиференціальної конденсації вуктильской пластової суміші, виконуючиодночасно для порівняння розрахунки по контактної конденсації [47]. Заданими цих дослідників, граничне тиск, нижче якого розрахунковісклади газової фази для диференціального і для контактного процесівтрохи відрізняються, так само приблизно 20 МПа.
Як приклад розробки на режимі виснаження можна розглянутиексплуатацію запасів вуглеводнів Вуктильского газоконденсатногородовища. Історія розробки цього родовища (Республіка Комі)почалася з відкриття в середині 60-х років найбільших у європейській частині
Росії покладів вуглеводнів в Пермському-кам'яновугільних карбонатнихвідкладеннях. Родовище приурочене до брахіантікліналі субмеридіональногопростягання площею більше 250 км2 і амплітудою понад 1500м (по підошвіангідридні пачки кунгурского ярусу). Складка розташовується в осьової частини
Верхнепечорской западини Предуральского Крайового прогину (Тимано-Печорськоїнафтогазоносна провінція). Західне крило складки круте (до 70 -90 °),звід вузький гребневідний; у при-осьовий частини складки це крило порушенонасувів, падаючим на схід під кутом 65 - 70 °. Амплітуда вертикальногозміщення близько 600м. Східне крило складки щодо пологе (20 -
25 °).

У геологічному розрізі присутні ордовицького-силурійські,кам'яновугільні, пермські і тріасові відклади, перекриті четвертинними.
Встановлено два газоконденсатні поклади. Основна поклад приурочена доорганогенних вапняку і що утворився за ним вторинним доломітуВізейська-артінского віку. Продуктивна товща по вертикалі становитьблизько 800м; вона перекрита 50-100-метрової дачка тріщинуватих аргілітівверхнеартінского под'яруса і гіпсової-ангідридні товщею кунгурского ярусу,що є хорошою покришкою. Відкрита пористість колекторів змінюється від
5 - 6 до 22 - 28%, проникність коливається від 10-15 - 10-16 до (4 - 8) 10-12м3. Поклади масивна, сводовая, тектонічно обмежена. Глибиназалягання покрівлі резервуара 2100-3300м. Є нафтова облямівкою.

Пластова газоконденсатному суміш характеризувалася наступним початковимусередненим складом,% (атомні частки): метан 74,6; етан 8,9; пропан 3,8;бутан 1,8; пентан плюс вишекіпящіе 6,4; азот 4,5. Конденсат мав початковущільність близько 0,745 г/см3, вміст у ньому метанових вуглеводнівстановило,% (атомні частки), 71; ароматичних 11,9; нафтенових 17,1. Уконденсаті було від 0,5 до 1,2% парафіну, від 0,02 до 0,09% сірки. Нафтанафтової облямівки легка (щільність 0,826 - 0,841 г/см3),високопарафіністая (4,0 - 8,1%), вміст сірки в ній від 0,15 до 0,22%.

Початкові запаси газу на родовищі Вуктильском складали 429,5млрд. м3, конденсату 141,6 млн. т, Головна характеристика пластовоїсистеми оцінювалася наступними середніми величинами: пластовий тиск 36,3
МПа, температура +62 ° С, тиск початку конденсації пластовоївуглеводневої суміші 32,4 МПа, конденсатогазовий фактор 360 г/см3.
Розробка Вуктильского НГКМ була почата в 1968р. Генеральний планрозміщення свердловин на родовищі формувався відповідно допринципами, обгрунтованими в проектах ОПЕ і розробки. Бурінняексплуатаційних свердловин було розпочато у 1968р. Поклади разбурівалась безвідступів від генерального плану, не рахуючи необхідних уточнень,пов'язаних з рельєфом місцевості і видачею резервних точок замістьліквідованих свердловин.

Поєднання ОПЕ з розвідкою дозволило з 44 розвідувальних свердловинвикористовувати 28, тобто 21 свердловину перевести в експлуатаційні, шість - уконтрольно-наглядові і одну - в пьезометріческіе.

Темпи введення свердловин в експлуатацію різко відставали від проектних, в той жечас обсяги видобутку газу і конденсату відповідали проекту.

Перші чотири роки розроблявся лише північний купол, в якомузосереджена основна частка запасів газу і конденсату. Південний купол введений врозробку в 1973р. Середньодобові дебіти підтримувалися на максимальноможливому рівні. При цьому більшість свердловин (близько 80%) працювалоодночасно з ліфтовим трубах і затрубний простору і при максимальнодопустимих депресіях, що становлять від 6 до 8 МПа. Діапазон дебітом в тойперіод був дуже великий - від 200 до 2000 тис. м3/сут. За 15 свердловинахсередньорічний дебіт був більше 1000 тис. м3/сут, по 40 свердловинах від 500 до
1000 тис. м3/сут.

Враховуючи великий поверх газоносності і складну будову родовища, дляспостереження за поведінкою пластового тиску по поклади результати всіхвимірів приводили до середньозваженої по запасах площині з позначкою мінус
3025 м. Розподіл тиску по свердловинах до початку розробкиродовища визначалося становищем свердловин на структурі та позначкоюрозкритих інтервалів. Середнє початковий пластовий тиск насередньозваженої площині склало 36,3 МПа.

Експлуатаційне буріння дозволило до початку 80-х років довести фонддіючих свердловин до півтора сотень. Тим не менше, оскільки буріннявідставало від проектних обсягів відбору газу, свердловини працювали звідносно великими депресіями. До цього періоду часу на родовищібули досягнуті максимальні відбори газу - 18-19 млрд. м3 на рік. З
1982-1983рр. почався період зменшення видобутку (рис. 1, табл. 1 .).

ААА

Динаміка показників розробки Вуктильского НГКМ
| Показник | Рік розробки |
| | 1968 | 1970 | 1975 | 1980 | 1985 | 1990 | 1995 |
| Витяг газу, | 0.06 | | | | | | 2.815 |
| | 0,5 | | | | | | 2,249 |
| млрд. м3 | | | | | | | |
| Витяг | 0.02 | | | 1.705 | 0.719 | U32Q3 | 0.2155 |
| конден-| 0,18 | | | | 0,460 | 0,200 | |
| сатани, 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 | | | | | | | |
| добу | | | | | | | |
| Коефіцієнт ек-| - | 0.87 | 0.969 | 0.983 | U282 | 0.917 | 0.694 |
| | | | | | | | |
| сплуатаціі | | 0,85 | 0,95 | - | - | - | 0,850 |
| свердловин | | | | | | | |
| Коефіцієнт вико-| - | 0.62 | 0.69 | 0.840 | 0.866 | 0.848 | |
| | | | | | | | |
| користування | | - | - | - | - | - | - |
| фонду | | | | | | | |
| свердловин | | | | | | | |
| Примітка. У чисельнику фактичні показники, в знаменнику - |
| проектні. |

1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995
Роки

Рис. 1.28. Динаміка деяких технологічних показників при розробці
Вуктильского НГКМ:
/ - Накопичена видобуток газу, млрд. м3; 2 - те ж конденсату, млн. т; 3 --середньозважене пластовий тиск, МПа. Вертикальної штрихуванням позначенийперіод максимальних річних відборів конденсату, горизонтальної - газу

Освоєння запасів вуглеводнів такого складного глибокозалягаючіродовища, як Вуктильское, з високим початковим пластовим тиском,значним вмістом конденсату в пластовому суміші, великим поверхомгазоносності, нізкопроніцаемимі тріщинуватих колекторами зажадалопостановки цілої низки нових техніко-технологічних завдань. У проектах ОПЕі розробки родовища були обгрунтовані, а потім, з кінця 60-х років,реалізовані на практиці наступні рішення: розробка продуктивного пласта великої товщини (до 1500м) однією сіткоюсвердловин; відбір запасів у зонах підвищеної продуктивності свердловинами збільшеногодіаметра (219 мм); центральна розміщення свердловин; висока підвіска ліфтової колони; транспорт нестабільного конденсату в однофазному стані на великівідстані до переробного заводу.

В умовах карбонатних колекторів великої товщини були відпрацьованідвоетапна солянокіслотная обробка свердловин;. методи їх розкриття,освоєння і глушіння.

Розробка газоконденсатних покладів, приурочених до нізкопроніцаемимколекторів (на Вуктиле середня проникність близько 1014м2), - одна знайбільш складних газопромысловых проблем. Особливо гострою вона стаєпісля вступу родовища в завершальну стадію експлуатації, колиенергетичні можливості пласта в основному вже вичерпані.
Незважаючи на всі вжиті заходи, включаючи використання перерахованих вищепрогресивних техніко-технологічних рішень, до кінця розробки
Вуктильского родовища на режимі виснаження в надрах цього об'єктавидобутку газу і газового конденсату залишкові запаси газу складуть декількадесятків мільярдів кубометрів (близько 10% від початкових запасів), рідкихвуглеводнів - близько 100 млн. т (близько 70% початкових запасів).

Відомо, що в умовах нізкопроніцаемих колекторів іноді неможливовідібрати з достатньою повнотою не тільки рідкі вуглеводні, але і газ з -Через різке зниження фазових проникність при випаданні ретроградногоконденсату в привибійну зонах свердловини. Саме ця обставина спонукалофахівців відмовитися від розробки на режимі виснаження родовища
Нокс-Бромайд: лабораторні дослідження показали, що такий режим дозволитьвідібрати лише невелику частину від запасів не тільки конденсату, а й газу
(газоотдача не перевищить 13 %).

З метою вивчення особливостей відбору газоконденсатної суміші з пласта,характеризується низькими колекторськими властивостями, автором спільно зспівробітниками була реалізована спеціальна дослідницька програма.

Вжиті широкомасштабні експериментальні дослідження процесувипаровування випав конденсату при реалізації режиму виснаженнягазоконденсатної системи в діапазоні тисків від р = р1> РНК до р = р2 = 1
МПа вперше дозволяють піддати аналізу результати дослідів, в якихпроцес проводився до стану глибокого виснаження системи, причомупроникності фізичних моделей пласта суттєво різнилися.
Використовували дві моделі довжиною 1,002 м, діаметром 0,387 м і з однаковоюпористістю - 24,8%. В одних випадках моделі пласта містили пов'язануводу, в інших були сухими (по воді)

Експерименти проводилися стосовно до умов останнього етапузавершальній стадії розробки Вуктильского НГКМ (Тпл = 62 0С = const). Булисформульовані наступні дослідницькі завдання.

1. Визначення області тисків максимальної конденсації (тобто початкупроцесу нормального випаровування) компонентів пластової вуглеводневої сумішішляхом моделювання режиму розробки поклади на виснаження з використанняммодельної газоконденсатної системи (ГКС), фізичних моделей пласта ісудини PVT-співвідношень. Вирішення цього завдання необхідно для визначеннядіапазону пластових тисків, при яких можна очікувати прояву ефектунормального випаровування ГКС в умовах Вуктильского НГКМ.
2. Дослідження процесу нормального випаровування випав конденсату впористих середовищах з різними проникністю і водонасиченому. Рішенняцього завдання необхідно для оцінки залежності інтенсивності випаровуваннякомпонентів випав конденсату від таких параметрів пласта-колектора, якпроникність і водонасиченому, що істотно при доразработкевиснаженої газоконденсатної поклади.

Таблиця 2

Як модель пластової ГКС використані у всіх випадкахбагатокомпонентні суміші алканових вуглеводнів, близькі за своїми фізико -хімічними властивостями до пластової суміші вихідного (до початку розробки)складу Вуктильского НГКМ, що має наступні характеристики: вміст С1
- 79,1; С2 - 8,8; С3 - 3,9; С4 - 1,8; С5 + - 6,4,% (молярна частка);молекулярна маса С5 + приблизно 115 г/моль; кон-денсатогазовий факторблизько 330 г/м3; тиск початку конденсації близько 25 МПа; тискмаксимальної конденсації 6 ± 1 МПа.

Вивчення процесів фільтрації модельної ГКС на режимі виснаження, а такожстворення водонасиченому фізичних моделей шару проводилися зарозробленої на ВНІІГАЗе методикою з використанням відповідноїекспериментальної установки [5].

Результати досліджень обробляли за допомогою ЕОМ і спеціальнорозробленої програми розрахунків всіх даних при моделюванніпараметрів.

Для зручного (в рамках даної роботи) аналізу результатів дослідженьвиконані експерименти згрупували в наступні серії (див. табл. 1.18): дослідження впливу проникності "сухий" (без зв'язаної води) пористоїсередовища на компонентоотдачу (експерименти 2, 2а, 3); те ж для пористої середовища, що містить 10% від обсягу пір зв'язаної води
(досліди За, 4а); те ж для пористої середовища, що містить 30% від обсягу пір зв'язаної води
(експерименти 4, 3b).

Розглянемо особливості углеводородоотдачі виснажуємо газокон-денсатногопласта, пориста середа якого є "сухий", тобто не міститьзв'язану воду. Даний випадок має не тільки теоретичне, але йпрактичне значення, оскільки вміст зв'язаної води в багатьохгазоконденсатних покладах досить незначно (одиниці відсотків обсягупір). Доцільність проведення експериментів без зв'язаної води,обумовлена також необхідністю оцінити вплив пористої середовища намасообмінних процеси при порівнянні результатів з даними, отриманими набомбі PVT.

На рис.2-7 представлені окремі результати порівняння динаміки складупродукції виснажуємо пласта і деяких параметрів видобувається суміші длямоделей пласта з різною проникністю (посудина PVT-співвідношень можнаумовно розглядати як зразок пористого середовища з ве?? ьма високоїпроникністю, наприклад, 10-10-10-11м2). З порівняння графіків випливає,що зі зменшенням проникності від 10-10 - 10-11 м2 (експеримент № 2) до
64.10-15м2 (№ 2а) і далі до 9,1-10-15 м2 (№ 3) відбувається зниженнятиску максимальної конденсації компонентів пластової суміші. Особливо цепроявилось у низькомолекулярних компонентів.

Для дослідження типових, але порівняно "легких" газоконденсатних сумішей
(молекулярна маса фракції С5 + в суміші вихідного складу дорівнює 115 г/моль)спостерігається інтенсивне зростання вмісту в продукції компонентів С2 + післязниження пластового тиску нижче тиску максимальної конденсації, причомунезалежно від випаровування конденсатогазовий фактор продукції післязниження тиску нижче тиску максимальної конденсації знову зростає
(рис. 4), досягаючи вдвічі більших, ніж при тиску максимальноїконденсації, значень до кінця відбору пластової суміші (p = 1 МПа). КМФ зростаєза рахунок компонентів С5 і С7; декан (С10) практично не випаровується. Прице молекулярна маса фракції С5 + майже монотонно знижується в усійобласті тисків, від pрнк до р = 1 МПа (рис. 5).

C2-4% (Молярна частка)
Рис.2.

Залежність змісту фракції С2-4 в рівноважної газовій фазі від
«Пластового» тиску:
1 - посудина PVT-співвідношень; пориста середу без зв'язковий води зпроникністю:
2 - 64? 10-15 м2
3 - 9,1? 10-15 м2

Якщо поведінка кривої "зміст фракції С2-4,% як функціїпластового тиску "аналогічно поведінці відповідної кривої дляфракції С5 + (графік КМФ), то і залежність молекулярної маси фракції С2-4також аналогічна цим двом кривим; в області тисків нижче тискумаксимальної конденсації молекулярна маса С2-4 знову збільшується, ввідміну від цього параметра для стабільного конденсату.
Зіставлення результатів експериментів на фізичних моделях пласта збомбовими даними показує, що пориста середу в обстежених діапазоніне перешкоджає процесу нормального випаровування випав конденсату, хочадеякі деталі масообмінних процесів в порожнистих посудині PVT -співвідношень і в пористому середовищі, природно, різняться. Так, представляєінтерес область тисків від 8-10 до 13 - 15 МПа (рис. 5, 6). Тут помітнопорушується монотонний характер зменшення молекулярної маси стабільногоконденсату (фракція С5 +), що обумовлюється вступом в областьмаксимальної конденсації фракції проміжних вуглеводнів (див. рис.2).
Мабуть, зсув рівноваги для цих вуглеводнів в бік
(нормального) випаровування впливає на конденсацію легкої частинифракції С5 +, близької за хімічним складом до проміжних вуглеводнів:конденсація С5 + помітно загальмовується, причому більш помітно в пористоїсередовищі з меншою проникністю, у порівнянні з посудиною PVT-співвідношень (див.рис. 6).

Розглянемо особливості углеводородоотдачі виснажуємо газоконденсатнихпластів, що розрізняються колекторськими властивостями (проникністю), пористаСереда яких містила зв'язану воду в кількості 10% обсягу часу (див.табл. 1.29). У даному випадку посудину PVT не розглядається, порівнюютьсялише експерименти з частково водонасиченому пористими середовищами,розрізняються проникністю (64-10-15м2 - експеримент № 3а; 9,1-10 -15м2 - експеримент № 4а).

Аналіз результатів показав, що залежно складу продукції та їїпараметрів від тиску близькі до тих, що характеризують процес виснаженнясухої пористої середовища. Відомо, що зв'язана вода, як правило, займаєнайбільш дрібні пори, "вимикаючи" їх таким чином з процесу фільтрації іпогіршуючи сорбційні властивості колектора. Тому присутність води впевною мірою згладило відмінності між пористими середовищами з більшою іменшої проникності. Проте і в цьому випадку для більш проникноюпористого середовища залежність змісту, зокрема, вуглеводнів С2-4 впродукції від поточного тиску в "шарі" розташована трохи вище (мал.
7).

Графіки залежності молекулярних мас фракцій від поточного пластовоготиску також аналогічні тим, що отримані на "сухих" пористих середовищах.

Результати експериментів 4 і 36 (див. табл. 2), виконаних на тих жемоделях пласта, але при більш високому вмісті зв'язаної води в їхпористих середовищах (30% обсягу часу), у даній роботі не наведено, тому щовони значною мірою аналогічні результатами досліджень на "сухих"моделях.

Підвищений вміст зв'язаної води лише ще більше згладжує відмінностіміж пористими середовищами з більшою і меншою проникності.

Таким чином, аналізуючи отримані результати, можна зробити наступнівисновки.

Процес глибокого виснаження газоконденсатної системи типу вуктильской дотиску порядку 1 МПа, модельований як в посудині PVT-співвідношень, так і впористих середовищах з різною проникністю і водонасиченому, починаючи зтиску максимальної конденсації (тобто при р = • 5 - 7 МПа),характеризується наявністю області нормального випаровування для компонентів від
С5 до С8 - С9.

Компоненти рідкої фази пластової суміші в процес нормального випаровуваннязалучаються тим активніше, чим нижче їх молекулярна маса.

При значеннях молекулярної маси вище 100 г/моль вихід компонентів малозмінюється в процесі зниження пластового тиску від 5 - 7 до 1 МПа, арізке зниження в продукції частки компонентів С10 + дозволяє стверджувати, щопрактичного значення видобуток цієї високомолекулярний частині пластової сумішів області тисків нормального випаровування мати не може, на відміну відлегкої частині пластової суміші (фракції С2-С ").

Значення проникності, а також водонасиченому що вміщає газоконденсатному суміш пористого середовища в дослідженою області практично не впливає на особливості процесів диференціальної конденсації і нормального випаровування газового конденсату.

Таким чином, при тій газоконденсатної характеристиці, яку маєвуктильская пластова вуглеводнева суміш, динаміка фазових проникностів пористому середовищі з типовими колекторськими властивостями не настільки драматична,як при розробці родовища Нокс-Бромайд. З середніх по проникностіі пористості обсягів перового простору вуктильского пласта-колекторана завершальній стадії розробки будуть витягатися вуглеводні, у томучислі за рахунок процесу нормального випаровування. Природно, в найгірших попорівнянні з середніми зонах колектора можливі явища, через якічастина запасів вуглеводнів буде блокована і складе неізвлекаемиепластові втрати. На зниження втрат, в тому числі і цих, направленозапропоноване ВНІІГАЗом і реалізовується на Вуктиле в районі УКПГ-8 та УКПГ-1вплив на пласт сухим нерівноважних газом.

Afc, г/моль
115
105о 1 • 2 Д 3
95
85
25
15 р., Мпя

Сайклінг-процес

Збільшення коефіцієнта конденсатоотдачі, а нерідко і газоотдачі прирозробки газоконденсатних родовищ може бути досягнуто шляхомповернення в пласт протягом певного періоду часу видобутого газу, зякого попередньо вилучені компоненти або С2 + С3 +. Такий режимрозробки, що забезпечує відбір пластового газу з початковим високим абослабо зменшуваним вмістом конденсату (завдяки підтримці тиску)отримав назву сайклінг-процесу. Вперше застосовувати його почали в кінці 30 --х років, в роки другої світової війни, коли різко зросла потреба врідких вуглеводнях як сировина для виробництва моторних палив, апотреба в вуглеводневому газі, навпаки, трохи зменшилася. У 1944р. у США функціонували 37 установок для здійснення сайклінг-процесупри загальній кількості розроблюваних газоконденсатних родовищ 224.
Зворотній закачування «отбензіненного» газу застосовувалася в той період часу нетільки в США, але й у Канаді та ряді інших газовидобувних країн, причому навітьна таких газоконденсатних родовищах, початкове вміст конденсату вгазі яких становило всього 150-180 г/м3. Після закінчення війни внаслідокпомітної зміни структури споживання вуглеводнів та відповідноїдинаміки цін на рідкі і газоподібні вуглеводні обсяги назаднагнітається в пласт газу різко знизилися. Задовільні техніко -економічні показники при реалізації сайклінг-процесу стали отримуватитільки на ГКР з початковим вмістом конденсату в газі не нижче 250 - 300г/м3. Основний акцент робився на реалізацію варіантів часткового сайклінг -процесу, коли обсяг повертається в пласт газу менше обсягу газу,відібраного з пласта. Одночасно значно зросла частка нагнітається впласт не вуглеводневого газів. В цілому, однак, кількість об'єктів, наяких застосовувався сайклінг-процес, дуже суттєво зменшилася. Тим не меншечастина газоконденсатних родовищ США, Канади, деяких інших країнрозроблялися і продовжують розроблятися в режимі зворотного нагнітаннягазу. Накопичений досвід застосування сайклінг-процесу в різних умовах іна родовищах з різними геолого-промисловими характеристикамизажадав більш глибокого обгрунтування кожного проекту розробки,передбачав повернення в пласт газу. Стала очевидною необхідністьретельного вивчення характеру неоднорідності пласта - потенційногооб'єкта нагнітання сухого газу. З іншого боку, дослідження ВНДІ-ГАЗудовели, що, по-перше, частковий сайклінг-процес при низьких пластовихтисках може за своїми показниками не поступатися процесу при високих,близьких до початкового, тиску, а по-друге, можна підвищити ефективністьпроцесу, якщо враховувати склад пластової суміші. Мова йде продоцільності використання впливу проміжних вуглеводнів (Етан -пропан-бутанової фракції) на випаровуваність ретроградного конденсату вгазову фазу в послепроривний період. При цьому було показано, що випаровуванняретроградного конденсату - досить тривалий нцй процес, і протягом багатьохроків після прориву закачаного газу віз-моцно отримувати з свердловин продукціюз високим промисловим вмістом конденсату.
У зв'язку з тим, що в ринкових умовах при коливаннях попиту на газ ірідкі вуглеводні підвищується ймовірність реалізації на россий-ськихгазоконденсатних родовищах сайклінг-процесу, світовий досвід йогозастосування представляє великий інтерес [10, 26, 44].

Нижче аналізуються результати здійснення сайклінг-процесу за кордоном,а також результати єдиного, практично реалізованого в країнах СНДсайклінг-процесу на Новотроїцькому ГКР (Україна).

Досвід проектування розробки найбільшого газоконденсатногородовища Канади Кеібоб надзвичайно цікавий в сенсі комплексноговирішення проблеми використання корисних копалин з урахуванням вимог щодоохорони надр і навколишнього середовища.

газоконденсатне родовище Кеібоб, відкрите у вересні 1961 р.,розташоване в провінції Альберта, в 300 км на північний захід від м. Едмонтона.
Продуктивні відклади, складені в основному пористими доломітами,приурочені до рифогенними масиву верхнього відділу свити Свої Хіллс,утворюють витягнуту з північного заходу на південний схід структуру довжиною близько
60 км і шириною 3,5 - 9 км. Ці відкладення ускладнені межріфовим каналомзначних розмірів, положення якого чітко не зафіксовано. Створканалу заповнений щільними вапняками. По всій площі родовища,пласти якого регіонально занурюються в південно-західному напрямку знахилом 1,05 м/км, продуктивні відклади підстилаюча темнимибітумінозних карбонатами нижнього відділу свити Свої Хиллс середньою потужністю
33 м. Поряд з щільними вапняками тут представлені і пористідоломіт. Потужність продуктивного горизонту змінюється в межах від 0 до
109 м. покришкою поклади служать щільні бітумінозні вапняки свити
Беверхілл Лейк. Таким чином, пастка газу та конденсату на родовищі
Кеібоб утворилася в результаті літологічного виклинювання і літології -ного захисту, в підошві і покрівлі.

Початковий пластовий тиск у газоконденсатної поклади, приведене доабсолютної позначці средневесовой площині масиву 2307 м, становить 32,4
МПа. Пластова температура (Т = 114 ° С), як і тиск, аномально високадля глибин залягання близько 2300 - 2350 м. Запаси пластового газу площі Встановили 93,5 млрд. м3, в тому числі запаси товарного сухого газу - 63,3млрд. м3, конденсату (С5 +) - 40,6 млн. м3, зріджених газів (С3-С4) - 20,5млн. м3, сірки - 21,1 млн. т. У цілому по родовищу запаси пластового газубули рівні 110,6 млрд. м3, конденсату - 48 млн. м3.

газоконденсатному поклад Кеібоб масивна. На заході вона обмеженаперетином покрівлі рифу з ГВК, а на сході - виклинювання свити Свої
Хіллс, що заміщає щільними вапняками. За даними дослідження свердловин,після розтину водонасичених відкладень виявилося поступове зниженняпористості і проникності в напрямку з північного сходу на південний захід. Цезниження обумовлено як збільшенням частки щільних рифогенними вапняків,так і зменшенням пористості доломітових інтервалів. Середні значенняпористості і проникності водоносній зони складають 6% і 25-10-15 м2. Заданими замірів тиску в свердловинах, розташованих за межами МВК,встановили взаємодія водоносних зон пласта Д-3 родовища Пайн-Крікі Беверхілл Лейк родовища Кеібоб. Відбір 6,72 млрд.м3 газу з поклади Д-
3 (Пайн-Крік) зумовив зниження тиску на 0,34 МПа.
Розрахунки показали, що в Пайн-Крік вторглося 16,54 млн. м3 води, в тому числі
10,32 млн. м3 - з зони, підстилаючої поклад Д-3. Решта вода надійшлаіз суміжних водоносних областей, головним чином рифової зони Беверхілл
Лейк. Це підтверджується зниженням тиску в поклади (площа В) на 4,1
МПа.

Продуктивність і прийомистість розраховувалися на підставі данихдослідженню свердловин з використанням відомої ступеневій залежностідебіту від різниці квадратів пластового і забійного тисків. Результатиобробки даних дослідження застосовувалися для побудови карти рівноюпродуктивності свердловин, за допомогою якої визначали параметр С врівнянні припливу для недосліджених свердловин. Максимально допустимадепресія встановлювалася, виходячи з необхідності запобіганняосвіти конуса води, на рівні 0,012 МПа/м у продуктивній потужності нижченижніх перфораційних отворів. Допускалося перевищення цього значенняаж до 0,023 МПа/м.

газоконденсатному система родовища Кейбоб була недонасищенависококиплячі вуглеводнями - тиск початку конденсації знаходилося нарівні 23,4 МПа. Компонентний склад пластової суміші наведено в табл. 1.19.

Хоча в інтервалі зниження тиску 32,4-23,4 МПа рідка фаза в Пласт неутворюється, подальший відбір газоконденсатної суміші супроводжуєтьсяінтенсивним випаданням конденсату аж до тиску максимальноїконденсації рм к = 8,1 - 8,4 МПа. Максимальна частка вуглеводів-роднасищенногоперового обсягу, зайнята виділився стабільним конденсатом, становить
5,0%. Відповідно до ізотермою поточного кон-денсатосодержаніякоефіцієнт витягу стабільного конденсату при розробці на режимівиснаження (Ріст = 4,1 МПа) без урахування просування підошовної води складає
63 - 65%. Така порівняно висока кон-денсатоотдача обумовлена сильнимнедонасищеніем пластової суміші, в результаті якого близько 17% від запасівконденсату відбирається до початку випадання його в пласті. Високаконцентрація в пластової суміші сірководню, пропан-бутанів і конденсатувизначає порівняно низьке співвідношення між обсягами остаточного
(сухого) і жирного газів - молярна частка залишкового газу в суміші навіть приРМК не перевищує 0,712.

Фізико-хімічні властивості пластової суміші

Щільність газу, кг/м3 ................... ..........................................

1 , 03

Псевдокрітіческая температура,

К. ............................. .... 491

Псевдокрітіческое тиск,

МПа ........................... ........ 5,32

В'язкість газу при тиску 32,2 МПа, мПа-с ................ 0,036

Зміст зріджених газів, см3/м3 ............................

219

Зміст конденсату (С5 +), см3/м3 .............................

434

Вміст сірки, г/м3 ..................................... .....................

225

| Компонент | Зміст компонента |
| |% (Молярна 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 |
| Ізобутану | 0,78 | 33,5 |
| н-Пентан | 0,78 | 38,0 |
| Ізопентан | 0,67 | 33,0 |
| Гексан | 1,21 | 67,1 |
| Гептан + вищі | 4,42 | 295 |
| Всього | 100,00 | 562 |

Компонентний склад пластової суміші

Для вивчення процесів витіснення газу водою, жирного газу сухим, атакож деяких супутніх їм явищ користувалися різнимиматематичними моделями. Основні розрахунки техно?? огіческіх показниківрозробки були виконані стосовно тривимірної трифазної моделі.
Математична модель описує нестаціонарне протягом двох-або трифазноїсистеми з урахуванням в'язкості, капілярних і гравітаційних сил. Всі агентивважаються стискається, а їх властивості (об'ємний фактор, в'язкість) покладаютьсяоднозначними функціями тисків. Фазові проникності задаються у виглядіфункцій. При вирішенні даної задачі використовувалася концепція «вертикальногорівноваги », що дозволяє звести тривимірну фільтрацію до двомірної.
Відповідно до цієї концепції, потенціали фаз Фжг, ФСГ і ФВ - постійні попотужності пласта. Це означає, що тиск по вертикалі (потужності)змінюється за законами Паскаля, тобто пластова система перебуває встані капілярно-гравітаційної рівноваги. Строго кажучи, данаконцепція рівнозначна допущенню про нескінченно великий проникності - повертикалі. На практиці ж достатньою підставою для використання
«Вертикального рівноваги» є висока проникність по вертикалі,істотне прояв гравітаційних ефектів, низькі в'язкості агентів іт. п. Всі ці умови характерні для родовища Кейбоб, у зв'язку з чимконцепцію «вертикального рівноваги» застосували для розрахунків просуванняпідошовної води в поклад, а також переміщення кордону газ - газ припроцесі рециркуляції газу. В результаті рішення відповідної системирівнянь виходить розподіл насиченість (майданні) в кожнійкомірці моделюється області фільтрації. Допущення вертикального рівновагидозволяє встановити розподіл насиченості і за потужністю поклади
(висоті комірки). Таким чином, метод вертикального рівноваги дозволяєістотно полегшити (не на шкоду точності результатів) рішення задачі.

На підставі наведеної методики провели розрахунки просування води вгазонасичених частина покладів, а також поточного об'ємного коефіцієнтадосяжності. Крім того, за допомогою методу матеріального балансу розрахувалипоказники видобутку газу і конденсату для різних способів розробкиродовища. У зазначених розрахунках були зроблені наступні допущення.

1. Для різних варіантів процесу зворотного закачування сухого газупочаткова потужність промислу по газу встановлювалася на рівні 133% відномінальної пропускної здатності газопереробного заводу бездодаткового буріння експлуатаційних свердловин.
2. Для варіантів розробки на режимі виснаження, а також виснаження зкомпенсацією пікових навантажень за рахунок резервних потужностей ГПЗ і закачуваннямнадлишкових обсягів газу в пласт в періоди зниженого споживанняпередбачалася потужність промислу по газу, що забезпечує задоволенняпікових потреб з бурінням при необхідності додаткових свердловин.

3. Витрати газу на паливо і власні потреби промислу приймався нарівні 5% від сумарного обсягу залишкового газу.

4. Середнє пластовий тиск однозначно визначає склад продукціїсвердловини. Випаровування випав конденсату не приймається в розр