CC BY
58
ОБЗОР РЕШЕНИЙ УЛУЧШЕНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Тажимурат Н.Б. ЕшлИ: [email protected]
Тажимурат Назира Бердимураткызы - магистрант, факультет энергетики и нефтегазовой индустрии, Казахско-Британский технический университет, г. Алматы, Республика Казахстан
Аннотация: газовый конденсат - это однофазная жидкость в первоначальных пластовых условиях. Он состоит преимущественно из метана (С1) и других короткоцепочечных углеводородов, но также содержит длинноцепочечные углеводороды. При определенных условиях температуры и давления эта жидкость разделится на две фазы, газ и жидкость, которая называется ретроградным конденсатом. Для газовых конденсатов, находящихся под давлением выше точки росы в резервуаре, важно улавливать и поддерживать однофазную жидкость. Ретроградные изменения возникают в процессе разработки газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления, при снижении давления в пласте происходит выделение и значительные ретроградные потери конденсата. Падение пластового давления ниже точки росы имеет два основных результата, оба отрицательные: снижение добычи газа и конденсата из-за засорения вблизи скважины, а добываемый газ содержит меньше ценных тяжелых концов из-за выпадения по всему пласту, где конденсат имеет недостаточную подвижность для потока в скважине. По этим причинам повышение коэффициента извлечения конденсата (КИК) на газоконденсатных месторождениях широко исследовалась как физически, так и экономически. На сегодяшний день существуют несколько методов для повышения КИК, такие как: обраная закачка газа (т.е. сайклинг процесс), заводнение пласта, закачка углекислого газа, закачка азота. Метод разработки газоконденсатного месторождения выбирается только после тщательного исследования геолого-промысловой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденсата, сравнения технико-экономических показателей различных вариантов и способов разработки данного месторождения. В данной статье я рассмотрела большую проблему газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений -выбрать по характеристике месторождения самый оптимальный метод повышения КИК, то есть добыть из резервуара весь конденсат, избегая его потерь (с помощью поддержания полного давления), или выкачать уже выпавший в резервуаре конденсата, используя различные методы (с помощью поддержания парциального давления). А также этого можно достигнуть, предотвращая загрязнение вблизи скважин конденсатом. Изучая различные методы устранения возможных проблем, различных авторов, на разных месторождениях я в данной статье коротко описала самые оптимальные варианты, более подходящие для разных местрождений, с разными свойствами.
Ключевые слова: коэффициент извлечения конденсата, сайклинг процесс, конденсат, закачка газа, пластовое давление, газоконденсатные месторождения.
OVERVIEW OF SOLUTIONS FOR IMPROVING GAS CONDENSATE FIELD DEVELOPMENT Tazhimurat N.B.
Tazhimurat Nazira Berdimuratkyzy - Undergraduate, FACULTY OF ENERGY AND OIL AND GAS INDUSTRY, KAZAKH-BRITISH TECHNICAL UNIVERSITY, ALMATY, REPUBLIC OF KAZAKHSTAN
Abstract: gas condensate is a single-phase liquid under initial reservoir conditions. It consists primarily of methane (C1) and other short-chain hydrocarbons, but also contains long-chain hydrocarbons. Under certain temperature and pressure conditions, this liquid will split into two phases, a gas and a liquid called retrograde condensate. For gas condensates that are under pressure above the dew point in the tank, it is important to capture and maintain a single-phase liquid. Retrograde changes may occur in the process of developing gas-condensate reservoir without pressure maintenance, by reducing the pressure in the reservoir is released and a significant retrograde losses of condensate. A drop in reservoir pressure below the dew point has two main results, both negative: a decrease in gas and condensate production due to clogging near the well, and the produced gas contains fewer valuable heavy ends due to precipitation throughout the reservoir, where the condensate has insufficient mobility for flow in the well. For these reasons, increasing the condensate recovery factor (CRF) in gas condensate fields has been widely studied both physically and economically. To date, there are several methods for increasing CRF such as reverse gas injection (i.e. cycling process), reservoir flooding, carbon dioxide injection, nitrogen injection. The method of development of a gas condensate field is chosen only after a thorough study of the geological and commercial characteristics of the Deposit, the composition and properties of gas and condensate, and comparison of technical and economic indicators of various options and methods of development of this field. In this article, I considered the big problem of gas and oil and gas condensate fields, it is to choose the most optimal method for increasing the CFC based on the characteristics of the field, that is, to extract all the condensate from the reservoir avoiding its losses(by maintaining full pressure), or to pump out the condensate that has already fallen out in the reservoir using various methods(by maintaining partial pressure). This can also be achieved by preventing condensate contamination near wells. Studying various methods of eliminating possible problems, different authors, at different fields, I briefly described the most optimal options for boee suitable for different places of origin, with different properties.properties. Keywords: the recovery ratio of the condensate, the cycling process, condensate, gas injection, reservoir pressure, gas and condensate field.
УДК 622.279.4
Введение. Конденсат образуется из ценных тяжелых компонентов углеводородных смесей. Накопление конденсата в пласте может привести к снижению газопроницаемости и снижению продуктивности газовой скважины. В газоконденсатных коллекторах, для уменьшения выпадения конденсата в пласте применяется операция закачка газа [1]. Нагнетание может осуществляться при начальном пластовом давлении для поддержания давления выше точки росы (поддержание полного давления) или после падения пластового давления ниже точки росы (поддержание парциального давления), при котором нагнетаемый газ повторно испаряет конденсат и уменьшает накопление конденсата в пласте. В газоконденсатных месторождениях уже много лет применяется обратная закачка газа, но в связи с большим количеством применений и ценностью природного газа инженеры были вынуждены найти ему подходящую замену в процессе закачки. В качестве двух альтернатив были предложены N2 и C02, которые в настоящее время применяются в некоторых месторождениях. Поскольку N2 является доступным и неагрессивным газом, он является хорошей альтернативой и может быть правильно применен для этой цели. Нагнетание этих газов в пласт испаряет конденсат и повышает давление точки росы пластовой жидкости.
Насыщение конденсата жидкостью может накапливаться вблизи скважины из-за посадки ниже давления точки росы, что в конечном итоге ограничивает поток газа. Засоренность вблизи скважины может снизить производительность скважины в два и более раза. Это явление, называемое засорением конденсатом или накоплением конденсата, возникает в результате сочетания факторов,
включая свойства флюидной фазы, характеристики пластового потока и давления в пласте и в стволе скважины[2] [3] [4].
Повышение коэффициента извлечения конденсата (КИК). Термогидродинамические исследования и практика разработки газоконденсатного месторождения (ГКМ) свидетельствуют о тесной связи интенсивности межфазных массообменных процессов в газоконденсатном пласте с составом углеводородной смеси, в частности с содержанием промежуточных компонентов (этан, пропан, бутаны). Так, чем больше в составе смеси этих компонентов, тем ниже давление начала конденсации и тем меньше выпадает конденсат при снижении давления в системе [5] [6].
Газоконденсатные залежи подразделяются на насыщенные, не насыщенные и перегретые. Этот фактор влияет на выпадение конденсата в пласте. В насыщенных залежах при падении давления сразу начинается выделяться в пласте конденсат. В не насыщенных со снижением давления первоначального до давления насыщения выпадение конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит.
На сегодняшний день известны несколько методов увеличения коэффициента извлечения конденсата такие как: сайклинг процесс, то есть закачка сухого газа и его альтернативы закачка СО2 и закачка в пласт. Эти методы применяются на разных месторождениях с разными свойствами и характеристиками. Определенный метод для поддержания пластового давления выше давления точки росы, или же для выкачки уже выпавшего, жидкого конденсата из пласта выбирается определенно для каждого месторождения. Это объясняется тем, что все газоконденсатные, нефтегазоконденсатные месторождения мира имеют свои характеристики, различные методы залегания, разные давления, неоднородность пород, имеется ли естественная трещиноватость в пласте и т.д. В таблице 1 я привела пример нескольких месторождений с некоторыми отличающимися друг от друга свойствами. В таблице показано, какие методы были выбраны инженерами для разработки этих месторождений [7] [8] [9].
Таблица 1. Основные характеристики газоконденсатных и нефтегазоконденсатных
месторождений
Карачаганак Ла - Глория Акал Умм-Шайф
Глубина залегания, м 3730-5000 2580 3300 3800-4000
Начальное пластовое давление, (Р) МПа 52 23,9 23,75 30
Пластовая температура, (Т) °С 70-82 95 80%1 72%
Коллектор Карбонатный Каменноугольный Верхний меловой Карбонатный
Пористость 9% 22,2% 20% 20%
Плотность конденсата (р), кг/м3 0,760 - 0,800 0,733 -0,725 0,730 - 0,760 Плотность нефти 0,8348 - 0,8448
Естественная трещиноватость Нету Нету Имеется Нету
Применяемый метод для повышения КИК Сайклинг процесс Закачивание газа Закачивание Ы2 Закачивания СО2
Примечание: [12], [15].
Во врмея эксплуатации месторождения, конденсат накапливается вокруг ствола скважины, сто приводит к засоренности около скважинной зоны, что также снижает КИК. Для удаления накопленного конденсата и повышения производительности пласта широко применяются такие виды обработки скважин, как химические закачки и операции гидроразрыва пласта [10].
Химические промывки скважины путем закачки растворителей - поверхностно активные вещества, кислоты- соляная кислота и карбонат, спирты - метанол и т.д., ил же закачка сухого, обедненного газа, они считаются методами кратковременного действия, то есть после промывки через определенное время снова будет накапливаться жидкий конденсат [11].
Операции гидроразрыва пласта иди же бурение горизонтальных скважин они являются методам длительного действия. Они применяются для долгого поддержания пластового давления выше давления тоски росы. С экономической стороны эти методы являются не эффективными[13], [14].
Заключение.
В этой статье было рассмотрено разработка газоконденсатных месторождений, было рассмотрено поведение потока газоконденсатных коллекторов, а также рассмотрены различные методы повышения КИК пластов и то, как они влияют на поведение потока жидкости. В результате данной статьи можно предположить, что для газоконденстного пласта:
- Насыщенность конденсата в резервуаре конденсатного газа колеблется при различных давлениях. Повышение пластового давления за счет нагнетания жидкости смягчает выход капель конденсата и обеспечивает оптимальное извлечение жидкости.
- Состав и насыщенность конденсата значительно изменяются в зависимости от последовательности получения. Чем выше давление в призабойной зоне, тем меньше накапливается конденсат и меньшее количество тяжелых компонентов задерживается в резервуаре. Чем ниже скорость добычи, тем меньше количество тяжелых компонентов, оставшихся в резервуаре.
- Производительность газа может быть максимизирована при правильной стратегии добычи. Общая добыча газа может быть увеличена за счет снижения давления в призабойной зоне или оптимизации скорости добычи.
- Снижение производительности может быть уменьшено за счет оптимизации последовательности производства.
- Влияние длины горизонтального разреза на общую газопродуктивность более выражено в случае пластов с меньшими толщинами.
- Увеличение толщины пласта уменьшает относительный прирост суммарной добычи газа горизонтальной скважины по сравнению с вертикальной скважиной.
Список литературы /References
1. Химический каталог - Газовые конденсаты // Химическая энциклопедия гл. ред.
И.Л. Кнунянц.
2. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и
газа. М.: Грааль, 2002.
3. Rodriguez F., Sancehs J., Galindo-Nava A. (2004). Mechanisms and Main Parameters
Affecting Nitrogen Distribution in the Gas Cap of the Supergiant Akal Reservoir in the
Cantarell Complex. SPE 90288-MS, SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
Houston, Texas: U.S.A.
4. Абасов М.Т., Оруджалиев Ф.Г. Газогидродинамика и разработка газоконденсатных
месторождений. Москва: Недра, 1989. 262 с.
5. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов.
Москва-Ижевск: Ин-тут компьютерных исследований, 2002. 296 с.
6. Hale P., Lokhandwala K. (2004). Advances in Membrane Materials Provide New Gas Processing Solutions. Proceedings of the Laurance Reid Gas Conditioning Conference. Norman, OK, 165.
7. Mamora D., Seo G., 2002 (29 September-2 October). Enhanced gas recovery by carbon dioxide sequestration in depleted gas reservoir. SPE paper 77347, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas.
8. Полстянов Д.Е. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений я нефтяной оторочкой // Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону: материалы XI региональной науч.-техн. конфер. Т.1: Естественные и точные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2007. 278с.
9. Изюмченко Д.В., Буракова С.В. и др. // Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов: материалы II Междунар. науч.-практич. конфер. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012.
10. Рассохин А.С. Экпериментальное обоснование методов подготовки агенов для вытеснения вязкой нефти: афтореф. дисс... канд. техн. наук / Рассохин Андрей Сергеевич. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009.
11. Тер-Саркисов Р.М., Уляшев В.Е., Попов А.А. Экспериментальные исследования процесса вытеснения газоконденсатной смеси сухим газом из карбонатных коллекторов // Научные проблемы и перспективы нефтегазовой отрасли в СевероЗападном регионе Росии: науч. техн. сб. в 4ч. «Севернипигаз». Ухта, 2005. Ч. 2. С. 10-28.
12. Hussen С., Amin R., Madden G., Evans В. Reservoir simulation for enhanced gas recovery: an economic evaluation, J. Nat. Gas Sci. Eng. 5 (2012) (2012) 42-50.
13. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. М.: Струна, 1998. 628 с.
14. Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин: в 2ч. / разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др.); утв. ОАО «Газпром» 05.08.2010 г., введ. 29.04.2011г. М.: Газпром ЭКСПО, 2011. Ч. 1, 234 с. Ч. 2, 319 с.
15.Renner T.A. and oth. Displacement of a rich gas condensate by nitrogen: laboratory corefloods and numerical simulations // SPE Reservoir Engineering, 1989. № 2. Р. 52-57.
