CC BY
10Актуальные проблемы нефти и газа ■ Вып. 1(20) 2018 ■ http://oilgasjournal.ru
РАСЧЕТНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОБЪЕМНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЯХ НИЖЕ ПОРОГА ФИЛЬТРАЦИИ ИЗ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Н.А. Скибицкая, Н.А. Гафаров ИПНГ РАН, e-mail: [email protected]
Результаты оценки запасов жидких углеводородов (ЖУВ) пластовой нефти в породах аллохтона Вуктыльского НГКМ показали, что в газонасыщенных породах-коллекторах содержится 117,7 млн тонн ЖУВ пластовой нефти, из них 98,8 млн тонн - в высокоемких коллекторах, а 18,9 млн тонн - в низкоемких. С учетом выпавшего в жидкую фазу ретроградного конденсата в недрах Вуктыльского НГКМ в настоящее время находится более 200 млн тонн жидкой углеводородной фазы.
В поровых коллекторах (Кп>6%) в газовой части ОНГКМ геологические запасы жидких нефтяных углеводородов, подсчитанные в 2012 г. по разработанной методике, составляют 1,267 млрд тонн и геологические запасы масел - 139,316 млн тонн, то есть суммарные геологические запасы масел и жидких нефтяных углеводородов пластовой нефти составляют 1,406 млрд тонн. Кроме того, в коллекторах трещинно-поровых (Кп=3-6%) запасы ЖУВ пластовой нефти составляют 1,154 млрд тонн.
По классификации запасов нефти и ресурсов горючих газов, утвержденной приказом Минприроды России от 01.11.2013 № 477, по степени разведанности эти запасы (вместе с запасами ретроградного конденсата НГК месторождений) могут быть отнесены к геологическим запасам, близким к категории А, а для ЖУВ трещинно-поровых коллекторов - к категории В2. Однако, по степени заполнения поровых объемов они, в основном, находятся ниже порога фильтрации и при традиционных технологиях разработки могут быть отнесены даже не к трудноизвлекаемым, а к неизвлекаемым.
Разработка научной и технологической базы для оценки ресурсов и эффективного проведения этапов опытной и опытно-промышленной добычи жидких пластовых углеводородов из продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений представляет одну из важных отраслевых проблем. Разработка и внедрение технологий, направленных на извлечение ЖУВ из газонасыщенных отложений таких нефтегазоконденсатных месторождений, как Вуктыльское и Оренбургское, имеет важное научно-практическое значение, поскольку с истощением запасов основного
углеводородного сырья - газа и конденсата - стоит острая проблема обеспечения жидкими углеводородами сырьевой базы как Сосногорского, так и Оренбургского ГПЗ и связанных с ними нефтеперерабатывающих предприятий.
Особенности местонахождения и фильтрации пластовых флюидов в емкостных объемах газонасыщенных продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
Наличие в газовой части истощенных нефтегазоконденсатных отложений Вуктыльского, Оренбургского и других НГКМ значительного количества пластовой нефти и ретроградного конденсата, не достигшшего порога подвижности жидкой углеводородной фазы, делает актуальной задачу поиска новых возможностей добычи таких ЖУВ.
Принято считать, что добыча пластовых жидких углеводородов из газонасыщенных продуктивных отложений технологически невозможна. При этом идет сравнение с КИН из продуктивных нефтенасыщенных отложений нефтяных месторождений, отличающихся 100%-м заполнением нефтью эффективных поровых объемов. Рассмотрим особенности местонахождения и фильтрации пластовых флюидов в емкостных объемах газонасыщенных продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (рис. 1, а, б, см. Приложение). Если в нефтенасыщенном коллекторе центральная часть поровых объемов заполнена нефтью, то в газонасыщенном коллекторе центральная часть поровых объемов заполнена свободным пластовым газом. При более высокой газонасыщенности заполняется газом и динамическая (непрерывно связанная, фильтрующая) часть эффективных емкостных объемов, в том числе центральная часть соединяющих поры каналов. При этом находящиеся в газонасыщенном пласте жидкие углеводороды занимают периферийную часть динамических (фильтрующих) поровых объемов.
При высоком содержании ЖУВ и полном заполнении ими динамических объемов, в том числе каналов, соединяющих поры, газ в центральной части поровых объемов может оказаться структурно-защемленным, изолированным. При значении газонасыщенности, превыщающей величину структурно-защемленной, газом также заполнена и центральная часть каналов. На начальных этапах разработки газонасыщенных объектов при высоких пластовых давлениях энергии фильтрующегося свободного газа в крупнопоровом коллекторе достаточно для разрыва сплошности жидкой углеводородной
фазы в каналах фильтрации. Это, по-видимому, и обеспечивает однофазную фильтрацию газа в пласте в начальный период разработки. Чем больше размер пор и больше отношение диаметра пор к диаметру поровых каналов ^порМкан » 1), тем больше в эффективном емкостном объеме пород доля структурно защемленного газа и выше энергия струи фильтрующегося газа в каналах фильтрации. Чем меньше отношение диаметра пор к диаметру каналов ^порМкан ^ 1), тем меньше энергия струи фильтрующегося газа в каналах фильтрации и меньше вероятность разрыва сплошности в них жидкой углеводородной фазы (рис. 1, б). При этом все больше обеспечивается возможность двухфазной (газ-нефть), или даже трехфазной фильтрации (газ-вода-нефть) в продуктивном пласте при, соответственно, гидрофильном или гидрофобном коллекторе уже на начальных стадиях разработки.
При закачке в газонасыщенный пласт жидких углеводородных растворителей их фильтрация проходит только в непрерывно связанных динамических эффективных объемах в режиме неограниченного смешения с находящимися в них жидкими углеводородами (ретроградным конденсатом и пластовой нефтью).
Необходимо отметить, что структурно-защемленные поровые объемы (4) при прокачке углеводородного растворителя через водонефтегазонасыщенные породы остаются заполненными пластовым газом. И если минимальный коэффициент извлечения нефти (КИН) в нефтенасыщенном пласте определяется величиной структурно-защемленной нефтенасыщенности, то в нефтегазонасыщенном пласте в газовой части НГКМ заполненные газом структурно-защемленные емкостные объемы в формировании КИН не участвуют.
Расчетное моделирование технологий добычи трудноизвлекаемых пластовых ЖУВ (ретроградного конденсата и пластовой нефти) в объемных концентрациях ниже порога фильтрации линейной циклической прокачкой в равных объемах (в условиях пласта) оторочек легко испаряемого растворителя и сухого газа с завершающей прокачкой сухого газа
Основная задача циклической прокачки оторочек растворителя и «сухого» газа -максимально полное замещение пластовых ЖУВ (ретроградного конденсата и пластовой нефти) легко испаряемым в условиях пласта растворителем с целью его последующего максимально полного доизвлечения при заключительных непрерывных суточных прокачках «сухого» газа (например, «тюменского» для Вуктыльского ГКМ; газа
низкотемпературной сепарации для Оренбургского НГКМ). При низкой концентрации в пласте битуминозных компонентов и низкой концентрации в них асфальтенов и тяжелых смол легко испаряемым жидким растворителем могут быть газойлевые фракции конденсата (Ткип. = нк^70-80 оС). При высокой битуминозности пласта и высокой концентрации в битумоидах асфальтенов и тяжелых смол более эффективным для извлечения из пласта не только жидких пластовых углеводородов, маслянистых и осмоленных компонентов (легких смол), но и смоло-асфальтеновых компонентов, содержащих в высоких концентрациях высокоценные редкие, редкоземельные и благородные металлы, потребуется также легко испаряемый ароматический растворитель, например, извлеченный из бензол-толуольной фракции (БТК) добываемых ЖУВ или из продуктов пиролиза тяжелых фракций (Ткип. > 450 оС) добываемого сырья.
Расчетная закономерность изменения относительных концентраций в формирующейся смеси закачиваемого растворителя и ЖУВ (пластовой нефти и ретроградного конденсата), коэффициента извлечения жидких углеводородов (КИН) в поровых объемах объекта и на выходе из объекта при последовательном циклическом линейном продвижении объема (оторочки) растворителя каждого нового цикла закачки от нагнетательной к добывающей скважине представлена в табл. 1 и на рисунке-схеме 2 (см. Приложение).
Приведенные расчеты строятся на следующих предположениях:
- Весь закачиваемый объем растворителя при прокачке через каждый следующий объект неограниченно смешивается (сорастворяется) с находящимся в объекте объемом жидких углеводородов и сохраняет свою суммарную величину, несмотря на изменение в нем концентрационного соотношения ЖУВ и растворителя;
- Степень заполнения объемов пор нефтью и ретроградным конденсатом до начала добычи не обеспечивает фильтрации ЖУВ в продуктивном нефтегазонасыщенном пласте и находится на критической отметке порога подвижности (фильтрации);
- Увеличение объема ЖУВ (суммарного объема раствора нефти, ретроградного конденсата и прокачиваемого растворителя) обеспечивает фильтрацию 1/2 части объема смесевого углеводородного раствора в фильтрующих (динамических) поровых объемах.
- Объем оторочек растворителя и сухого газа при попеременной закачке принят равным 20% от объема пластовых ЖУВ.
Представленные ниже (см. табл. 1 и рисунок-схему 2) значения параметров для каждого номера циклов закачки дают результирующую характеристику продукции на выходе из пласта в добывающую скважину, то есть полученную в результате линейного прохождения закачанного объема растворителя по пласту через весь опытный расчетный объект.
Для того, чтобы в добывающую скважину пришла продукция с концентрацией 50:50 растворителя и пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) из первой ячейки от 5-го цикла закачки в нагнетательную скважину (см. рисунок-схему 2), необходимо в нагнетательную скважину провести еще закачку газа 5-го цикла и закачку растворителя и газа 6 и 7-го циклов. Для того, чтобы окончательно вытеснить в добывающую скважину смесь ЖУВ и растворителя от 8 и 9-го циклов закачки, потребуется завершающая 9-й цикл закачка сухого газа в нагнетательную скважину и далее циклическая закачка сухого газа (без закачки растворителя) 10, 11, 12 и 13-го циклов. Только после поршневого вывода из последней (пятой в данном примере) ячейки пласта в добывающую скважину окончательных порций подвижной части смеси ЖУВ и растворителя проводится вынос в газоконденсатной (паровой) фазе оставшейся в пласте части растворителя (52,76%), легко испаряемого в условиях пласта в прокачиваемый «сухой» газ. Рассчитанная динамика параметров технологического процесса извлечения пластовых ЖУВ и закачанного растворителя в результате последовательного прохождения через пласт (модель) растворителя и газа каждого из 10-ти циклов закачки на этапе выхода образующейся смеси (растворителя и ЖУВ) из пласта в скважину представлена в табл. 2.
На рис. 3, 4 (см. Приложение) приведены результирующие закономерности представленного выше расчетного процесса добычи ЖУВ (нефти и ретроградного конденсата) из газонасыщенных продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений десятиразовой циклической прокачкой через опытный объект растворителя и «сухого» газа и заключительной циклической (тоже 20%-ной) прокачкой без растворителя сухого газа (11, 12, 13, 14-го циклов) с целью поршневого выведения из объекта смеси пластовых ЖУВ и растворителя от 9 и 10-го циклов закачки.
Рассчитанная динамика параметров технологического процесса извлечения пластовых ЖУВ и закачанного растворителя в результате последовательного линейного прохождения через ячейки (объемы) пласта (модели) растворителя и сухого газа каждого из циклов закачки на этапе выхода образующейся смеси (растворителя и ЖУВ) из пласта в скважину
Закачивается в 1-ую ячейку растворителя = 100ед. (20% от £500 ед. ЖУВ) Находится в 1-ой ячейке пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) = 100 ед.
1-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное (продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя
от 1-го цикла закачки)
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая Выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 1 -го цикла закачки
Было пластовых ЖУВ, ед. 100 100 100 100 100
Было растворителя 0 0 0 0 0
Пришло пластовых ЖУВ 0 50 75 87,5 93,75
Пришло растворителя 100 50 25 12,5 6,25
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,5 0,75 0,875 0,9375 0,96875 Выход пластовых ЖУВ (%) = 96,8750
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,5 0,25 0,125 0,0625 0,03125 Выход растворителя (%)=3,1250
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 50 75 87,5 93,75 96,875 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 19,376%
Стало растворителя 50 25 12,5 6,25 3,125 КИ растворит. (КИР) = 0,375%
2-ой цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное (продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя
от 2-го цикла закачки)
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая Выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 2-го цикла закачки
Было пластовых ЖУВ, ед. 50,0 75,0 87,5 93,75 96,875
Было растворителя 50,0 25,0 12,50 6,25 3,125
Пришло пластовых ЖУВ 0 25 50 68,75 81,25
Пришло растворителя 100 75 50 31,25 18,75
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,25 0,5 0,6875 0,8125 0,89063 Выход пластовых ЖУВ (%) = 89,063
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,75 0,5 0,3125 0,1875 0,10938 Выход растворителя (%)= 10,938
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 25 50 68,75 81,25 89,0625 КИ ЖУВ из пласта (КИН)= 37,188%
Стало растворителя 75 50 31,25 18,75 10,9375 КИ растворителя (КИР) = 3,515%
3-ий цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное (продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя
от 3-го цикла закачки)
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 3-го цикла закачки)
Было пластовых ЖУВ, ед. 25 50 68,75 81,25 89,0625
Было растворителя 75,000 50,000 31,250 18,7500 10,9375
Пришло пластовых ЖУВ 0 12,5 31,25 50 65,625
Пришло растворителя 100 87,5 68,75 50 34,375
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,125 0,3125 0,5 0,65625 0,77344 Выход пластовых ЖУВ (%) = 77,344
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,875 0,6875 0,5 0,34375 0,22656 Выход растворителя (%)= 22,656
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 12,5 31,25 50 65,625 77,3438 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 56,657%
Стало гексана 87,5 68,75 50 34,375 22,6563 КИ растворителя (КИР) = 7,344%
4-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя
от 4-го цикла закачки
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 4-го цикла закачки)
Было пластовых ЖУВ, ед. 12,5 31,25 50 65,625 77,3438
Было растворителя 87,5000 68,7500 50,0000 34,3750 22,6563
Пришло пластовых ЖУВ 0 6,25 18,75 34,375 50
Пришло растворителя 100 93,75 81,25 65,625 50
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,0625 0,1875 0,34375 0,5 0,63672 Выход пластовых ЖУВ (%) = 63,672
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,9375 0,8125 0,65625 0,5 0,36328 Выход растворителя (%)= 36,328
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 6,25 18,75 34,375 50 63,6719 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 65,391%
Стало растворителя 93,75 81,25 65,625 50 36,3281 КИ растворителя (КИР) = 12,342%
5-ый цикл закачки растворителяи в первую ячейку
Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от
5-го цикла закачки
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 5-го цикла закачки)
Было пластовых ЖУВ, ед. 6,25 18,75 34,375 50 63,6719
Было растворителя 93,7500 81,2500 65,6250 50,0000 36,3281
Пришло пластовых ЖУВ 0 3,125 10,9375 22,6563 36,3281
Пришло растворителя 100 96,875 89,0625 77,3438 63,6719
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,03125 0,10938 0,22656 0,36328 0,5 Выход пластовых ЖУВ (%) = 50,0
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,96875 0,89063 0,77344 0,63672 0,5 Выход растворителя (%)= 50,0
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 3,125 10,9375 22,6563 36,3281 50 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 75,391 %
Стало растворителя 96,875 89,0625 77,3438 63,6719 50 КИ растворителя (КИР) = 17,721%
6-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку
Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от
6-го цикла закачки
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка скважину смесь от 6-го цикла закачки)
Было пластовых ЖУВ, ед. 3,125 10,9375 22,6563 36,3281 50
Было растворителя 96,8750 89,0625 77,3438 63,6719 50,0000
Пришло пластовых ЖУВ 0 1,5625 6,25 14,4531 25,3906
Пришло растворителя 100 98,4375 93,75 85,5469 74,6094
Новая ЖУВ пластовыхЖУВ в 0,01563 0,0625 0,14453 0,25391 0,37695 смеси ЖУВ и растворителя, ед. Новая долягексана в смеси ЖУВ и 0,98438 0,9375 0,85547 0,74609 0,62305 растворителя, ед. ..... Выход пластовых ЖУВ (%) = 37,695 Выход растворителя (%)= 62,305
Стало пластовых Ж^ (нефть + 1,5625 6,25 14,4531 25,3906 37,6953 ретрогр. конденсат) .... Стало растворителя 98,4375 93,75 85,5469 74,6094 62,3047 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 82,93 %
КИ растворителя (КИР) = 23,294%
7-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от
7-го цикла закачки 1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка
(выходящая из 5-ой ячейки в добывающую
Было пластовых ЖУВ, ед. 1,5625 6,25 14,4531 25,3906 37,6953
Было растворителя 98,4375 93,7500 85,5469 74,6094 62,3047
Пришло пластовых ЖУВ 0 0,78125 3,51563 8,98438 17,1875
Пришло растворителя 100 99,2188 96,4844 91,0156 82,8125
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,00781 0,03516 0,08984 0,17188 0,27441 Выход пластовых ЖУВ (% = 27,4414
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,99219 0,96484 0,91016 0,82813 0,72559 Выход растворителя (%) п 7 5
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 0,78125 3,51563 8,98438 17,1875 27,4414 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 88,418%
Стало растворителя 99,2188 96,4844 91,0156 82,8125 72,5586 КИ растворителя (КИР) = 28,768%
8-ой цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от
8-го цикла закачки
1-ая ячейка
2-ая ячейка
3-я ячейка
4-ая ячейка
5-ая ячейка
Было пластовых ЖУВ, ед. Было растворителя_
0,78125 3,51563 8,98438 17,1875 27,4414 99,2188 96,4844 91,0156 82,8125 72,5586
(выходящая из 5-ой ячейки в добывающую скважину смесь от 8-го цикла закачки растворителя и сухого газа)
Пришло пластовых ЖУВ 0 0,39063 1,95313 5,46875 11,3281 Пришло растворителя 100 99,6094 98,0469 94,5313 88,6719
Новая ЖУВ пластовыхЖУВ в 0,00391 0,01953 0,05469 0,11328 0,19385 смеси ЖУВ и растворителя, ед. ЖУВ доля растворителя в смеси 0,996094 0,98047 0,94531 0,88672 0,80615 ЖУВ и растворителя, ед. Выход пластовых ЖУВ (%) = 19,385 Выход растворителя (%)= 80,615
Стало шистотьгс Ж^ (нефть + 0,3906 1,95313 5,46875 11,3281 19,3848 ретрогр. конденсат) ... . . Стало растворителя 99,6094 98,0469 94,5313 88,6719 80,6152 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 92,295%
КИ растворителя (КИР) = 33,95%
9-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку
Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от
9-го цикла закачки
1-ая 2-ая 3-я 4-ая 5-ая ячейка ячейка ячейка ячейка ячейка (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую скважину смесь от 9-го цикле зсксчки растворителя и сухого газа)
Было пластовых ЖУВ, ед. 0,39063 1,95313 5,46875 11,3281 19,3848 Было растворителя 99,6094 98,0469 94,5313 88,6719 80,6152
Пришло пластовых ЖУВ 0 0,19531 1,07422 3,27148 7,2998 Пришло растворителя 100 99,8047 98,9258 96,7285 92,7002
Новая ЖУВ плсСтовыхЖУВ в 0,00195 0,01074 0,03271 0,073 0,13342 смеси ЖУВ и растворителя, ед. ЖУВ доля растворителя в смеси 0,99805 0,98926 0,96729 0,927 0,86658 ЖУВ и растворителя, ед. ... . . Выход пластовых ЖУВ (%) = 13,342
Выход растворителя (%) = 86,658
Стало пласт°вых Ж^ (нефть + 0,1953 1,07422 3,27149 7,2998 13,3423 ретрогр. конденсат) ..... Стало растворителя 99,8047 98,9258 96,7285 92,7002 86,6577 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 94,964%
КИ растворителя (КИР) = 47,354%
10-ый цикл закачки растворителя и «сухого» газа в первую ячейку Последовательное продвижение через ячейки 100 ед. смеси пластовых ЖУВ (нефть + ретроградный конденсат) и растворителя от 10-го цикла закачки
1-ая ячейка 2-ая ячейка 3-я ячейка 4-ая ячейка 5-ая ячейка (выходящая из 5-ой ячейки в добывающую скважину смесь от 10-го цикла закачки растворителя и сухого газа)
Было пластовых ЖУВ, ед. 0,1953 1,07422 3,27149 7,2998 13,3423
Было растворителя 99,8047 98,9258 96,7285 92,7002 86,6577
Пришло пластовых ЖУВ 0 0,0976 0,5859 1,9287 4,6142
Пришло растворителя 100 99,9024 99,4141 98,0713 95,3858
Новая доля пластовых ЖУВ в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,00098 0,00586 0,019287 0,046142 0,089782 5 Выход пластовых ЖУВ (%) = 8,978
Новая доля растворителя в смеси ЖУВ и растворителя, ед. 0,99902 0,99414 0,980713 0,957858 0,912217 5 Выход растворителя (%) = 91,2218
Стало пластовых ЖУВ (нефть + ретрогр. конденсат) 0,0976 0,5859 1,9287 4,6143 8,97825 КИ ЖУВ из пласта (КИН) = 96,76%
Стало растворителя 99,9024 99,4141 98,0713 95,3858 91,02175 КИ растворителя (КИР) = 51,56%
Таблица 2
Динамика параметров технологического процесса извлечения пластовых ЖУВ и закачанного растворителя в результате последовательного прохождения через пласт (модель) закачанного растворителя и газа каждого из циклов закачки на этапе выхода из пласта в скважину образующейся при прохождении через пласт смеси (растворителя и ЖУВ) от каждого цикла закачки (растворитель-сухой газ)
Технологический Номер цикле закачки
процесс 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Находится в пласте ЖУВ, ед. объем. 403,13 314,06 236,72 173,04 123,04 84,35 57,91 38,52 25,18 16,2
Закачано всего в
пласт растворителя (суммарная закачка), ед. объем. 300,0 400,0 500,0 600,0 700,0 800,0 900,0 1000,0 1000,0 1000,0
Вышло всего из
пласта в скважину (накопленная добыче) ЖУВ, ед.объем. 96,875 185,94 263,28 326,96 376,96 414,65 442,09 461,48 474,82 483,8
Вышло всего из
пласта в скважину
(накопленная добыча) 3,125 14,06 36,72 74,05 124,05 186,35 258,91 339,53 426,19 515,6
растворителя, ед. объем.
Осталось в пласте ЖУВ, ед. объем. 403,19 314,06 236,72 173,04 123,04 85,349 57,908 38,52 25,08 17,21
Осталось в пласте растворителя, ед. объем. 296,88 385,94 463,28 525,95 575,96 613,65 641,09 660,47 573,81 482,79
Коэффициент извлечения ЖУВ (КИН), % 19,38 37,19 56,66 65,39 75,39 82,93 88,42 92,30 94,96 96,76
Коэффициент
извлечения растворителя (КИР), % 0,375 3,52 7,34 12,34 17,72 23,29 28,77 33,95 42,62 51,72
Отношение объема добытых ЖУВ к
объему оставленного 0,326 0,482 0,568 0,622 0,653 0,674 0,688 0,697 0,826 1,00
в пласте
растворителя, Кэфф.
Для достижения высокой рентабельности добычи ЖУВ необходимо также обеспечить извлечение растворителя из добываемой смеси (ЖУВ и растворителя) и возвращение его в рецикл, то есть в процесс циклической закачки с целью добычи ЖУВ.
Для продуктивных отложений с низкой концентрацией смоло-асфальтеновых компонентов (например, для Вуктыльского НГКМ) растворителем могут служить газойлевые фракции конденсата (Ткип. = нк^70-80 оС). Для продуктивного отложений НГКМ с высокой концентрацией смоло-асфальтеновых компонентов (например, для Оренбургского НГКМ) эффективным будет ароматический растворитель смесевого состава легко испаряемой ароматики, выделенный из фракций БТК добываемого конденсата, в которых такой ароматики содержится от 15 до 20%, или произведенный из собственного сырья на малотоннажной промысловой установке пиролиза.
Эффективность процесса добычи ЖУВ (ретроградного конденсата и пластовой нефти) в концентрациях ниже порога фильтрации по предложенной технологии определяется величиной отношения объема добытых пластовых ЖУВ (нефти и ретроградного конденсата) к объему оставшегося в пласте растворителя Кэфф. (Кэфф. = Vжyв пласт/Урастворит). Проведенный в ООО «НИИгазэкономика» технико-экономический анализ такого процесса добычи пластовых ЖУВ показал, что устойчивая рентабельность (ГОЛ=17%) процесса добычи и далее глубокой переработки добываемых пластовых ЖУВ при всех необходимых капитальных вложениях начинается с коэффициента эффективности Кэфф.=3, то есть при отношении объема добытых пластовых ЖУВ к объему оставленного в пласте растворителя 3:1. Внутренняя норма рентабельности ГОЛ= 27% достигается при достижении Кэфф.=6, то есть при отношении объема добытых пластовых ЖУВ к объему оставленного в пласте растворителя 6:1.
Как показывают расчеты (табл. 2 и рис. 2-5, см. Приложение), на этапе замещения ретроградного конденсата и пластовой нефти, не испаряемых в пластовых условиях, легко испаряемыми жидкими углеводородными растворителями при циклической прокачке вместе с газом объема растворителя, в два раза превышающего объем пластовых ЖУВ, коэффициент эффективности добычи Кэфф. составляет 1,0. То есть, при практически полном замещении пластовой нефти растворителем и КИН=96,8%, при циклической прокачке растворителя и сухого газа в пласте и заключительной циклической (тоже 20%-ной), прокачке без растворителя сухого газа (11, 12, 13, 14-го циклов) в объекте остается объем растворителя, равный объему вытесненной из пласта нефти, - КИР =51,72. Нефти вытеснено ровно столько, сколько оставлено в пласте растворителя, Кэфф.=1 (см. рис. 5). При циклической прокачке вместе с сухим газом объема растворителя, равного одному суммарному объему пластовых ЖУВ и заключительной циклической 20%-ной прокачке сухого газа 6, 7, 8, 9-го циклов, коэффициент нефтеотдачи КИН составит 75,4%, коэффициент извлечения растворителя КИР составит 24,61% (рис. 5, рисунок-схема 6, см. Приложение), но при этом коэффициент эффективности Кэфф. также составит 1 (см. рис.
5), При циклической прокачке через пласт вместе с сухим газом объема растворителя, равного 60% от объема ЖУВ в пласте (модели пласта) и заключительной циклической 20%-ной прокачке сухого газа 4, 5, 6, 7-го циклов, коэффициент нефтеотдачи КИН составит уже 56,66%, КИР составит 12,24% (рис. 5, рисунок-схема 7, см. Приложение), а коэффициент эффективности Кэфф. опять составит 1 (см. рис. 5).
Таким образом, основная возможность повышения коэффициента эффективности -это увеличение коэффициента извлечения растворителя КИР. Именно поэтому в данной технологии должен применяться растворитель, легко переходящий в условиях пласта в газоконденсатную фазу, а газ, прокачиваемый через пласт от нагнетательной к добывающей скважине, должен быть сухим. Как показывают проведенные локальное гидродинамическое моделирование (рис. 8, см. Приложение) [1] и стендовые испытания такого процесса доизвлечения оставшегося в опытном объекте растворителя, коэффициент извлечения легко испаряемого в условиях пласта растворителя при прокачке сухого газа достигает 100%. Для этого необходимы дополнительные объемы сухого газа и время для его непрерывной суточной прокачки через пласт от нагнетательной к добывающей скважине или через модель пласта.
Чем меньше растворителя остается в пласте и чем больше достигнутый коэффициент эффективности Кэфф., тем более рентабельным будет процесс добычи нефильтрующихся пластовых ЖУВ по данной технологии. Необходимо, однако, отметить, что, чем ниже коэффициент извлечения нефти из пласта КИН даже при достижении высоких показателей Кэфф., тем ниже показатель эффективности разработки месторождения в целом, с учетом вложенных капитальных затрат.
Необходимо также отметить, что в проведенных расчетах КИН не учитывалось вынесение в газоконденсатной фазе легких фракций углеводородов, в первую очередь растворителя, на циклах прокачки газа на этапе циклической прокачки растворителя и сухого газа.
Заключительный процесс доизвлечения из пласта растворителя непрерывной суточной прокачкой сухого углеводородного газа может быть также заменен прокачкой углекислого газа, как в жидкой, так и в газовой фазах, в зависимости от термодинамического (РVT) состояния и от наличия СО2 в природном газе или возможности его производства на месторождении. Технология эффективного замещения растворителя, представленного легкими углеводородными фракциями углекислым газом, обеспечивается высокой смесимостью СО2 с легкими углеводородами. В сравнении с технологиями добычи нефти прокачкой СО2, технологии добычи прокачкой СО2 ЖУВ, представленных только легкими углеводородами, обеспечивают практически полное
извлечение таких углеводородов. Это объясняется отсутствием способности СО2 растворять в себе более тяжелые, более высококипящие фракции углеводородов. В процессе прокачки СО2 из пластовой нефти происходит последовательная экстракция легких углеводородов, и соответственное утяжеление остающейся в пласте части нефти.
Сочетание технологий циклической прокачки легкого углеводородного растворителя и сухого газа с целью максимального отбора пластовой нефти с заключительной прокачкой СО2 в газовой или жидкой фазах позволит не только эффективно и в более короткие сроки забрать из пласта растворитель и возвратить его в процесс добычи пластовой нефти, но и заместить на СО2 углеводородный газ, тем самым увеличить до 100%-ной газоотдачу в пласте и на месторождении в целом.
Выводы
1. При закачке в газонасыщенный пласт жидких углеводородных растворителей их фильтрация (в смеси с пластовыми ЖУВ) проходит только в непрерывно связанных динамических эффективных емкостных объемах в режиме неограниченного смешения с находящимися в них углеводородами. Структурно-защемленные поровые объемы в фильтрации заполняющих их флюидов не участвуют и при прокачке жидкого углеводородного растворителя через водонефтегазонасыщенные породы остаются заполненными пластовым газом.
2. Чем ближе к выходу из керновой модели продвигается смесь газа от каждого цикла его закачки в модель (пласт), тем более термодинамически равновесным с модельными (пластовыми) ЖУВ становится газ. То есть на выходе из модели при циклической прокачке через керновую модель растворителя и сухого газа мы получаем термодинамически равновесную газо-жидкостную систему.
3. Основная задача циклической прокачки растворителя и сухого газа - это максимально полное замещение пластовых ЖУВ (ретроградного конденсата и пластовой нефти) легко испаряемым в условиях пласта растворителем с целью его последующего максимально полного извлечения при заключительных циклических прокачках сухого газа.
4. Расчетное моделирование технологий добычи трудноизвлекаемых пластовых ЖУВ (ретроградного конденсата и пластовой нефти) в объемных концентрациях ниже порога фильтрации циклической прокачкой в равных объемах (в условиях пласта) оторочек легко испаряемого растворителя и сухого газа с завершающей прокачкой сухого газа обосновывает реальную возможность добычи трудноизвлекаемых пластовых жидких углеводородов из газонефтенасыщенных (выше ГВК и ГНК) продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.
5. Добыча ЖУВ из газонефтенасыщенных (выше ГВК и ГНК) продуктивных отложений газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений наиболее эффективна и технологически более выполнима на заключительных стадиях добычи газа в связи с возможностью добычи не только пластовой нефти, но и выпавшего в жидкую фазу ретроградного конденсата.
Работа написана в рамках выполнения государственного задания (тема «Системный подход к совершенствованию теории и практики нефтегазогеологического районирования, прогнозирования нефтегазоносности и формирования ресурсной базы нефтегазового комплекса России, № АААА-А17-117082360031-8»).
ЛИТЕРАТУРА
1. Скибицкая Н.А., Большаков М.Н., Баишев В.З., Утробин Н.В., Гафаров Н.А. Перспективы добычи матричной нефти и выпавшего в жидкую фазу конденсата из газонасыщенных зон газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // Нефть. Газ. Новации, 2012, № 8. С. 64-69.
ПРИЛОЖЕНИЕ
бЬ * .......щ
Рис. 1 (а, б, в). Структурная характеристика пластовых флюидов в поровых объемах пород: 1 - пленочная вода (порода более фильна по отношению к воде) или пленочная нефть (порода более фильна по отношению к нефти); 2 - вода углов пор (структурно связанная, капиллярно-защемленная, менисковая) или нефть углов пор (порода более фильна по отношению к нефти); 3 - динамический (непрерывно связанный) объем нефти (порода более фильна по отношению к воде) или непрерывно связанный объем воды (порода более фильна по отношению к нефти); 4 - структурно-защемленный неподвижный объем нефти или структурно-защемленный объем газа при обводнении или при высокой концентрации жидких углеводородов в газонасыщенном разрезе; 5, Dl, D2 - диаметр пор ^пор); 6, d - диаметр каналов ^кан)
№ слоя (ячейки) в объекте испытаний Номера циклов закачки рабочих агентов (гексана и метана) в нагнетательную скважину
1 цикл 2 цикл 3 цикл 4 цикл 5 цикл 6 цикл 7 цикл 8 цикл 9 цикл 10 цикл 11 цикл 12 цикл 13 цикл
7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут
Закачка сухого газа для завершения вытеснения из пласта (модели) в скважину смеси ЖУВ и растворителя 8-го, 9-го и 10-го циклов закачки
1 Раст. 1 *50/ 50 Газ 1 Раст. 2 25/ 75 Газ 2 Раст. 3 12,5/ 87,5 Газ 3 Раст. 4 6,25/ 93,75 Газ 4 Раст. 5 3,12/ 96,88 Газ 5 Раст. 6 1,56/ 98,44 Газ 6 Раст. 7 0,78/ 99,22 Газ 7 Раст. 8 0,39/ 99,61 Газ 8 Раст. 9 0,2/ 99,8 Газ 9 Раст. 10 0,098/ 99,902 Газ 112 Газ 12 Газ 13 Газ 14
2 Раст. 1 75/ 25 Газ 1 Раст 2 50/ 50 Газ 2 Раст. 3 31,25/ 68,75 Газ 3 Раст. 4 18,75/ 81,25 Газ 4 Раст. 5 10,94 / Газ 5 Раст. 6 6,25/ 93,75 Газ 6 Раст. 7 3,52/ 96,48 Газ 72 Раст. 8 1,95/ 98,05 Газ 8 Раст. 9 1,07/ 98,93 Газ 9 Раст. 10 0,586/ 99,414 Газ 112 Газ 12 Газ 13
3 Раст. 1 87,5/ 12,5 Газ 1 Раст. 2 68,75/ 31,25 Газ 2 Раст. 3 50/ 50 Газ 3 Раст. 4 34,38/ 65,62 Газ 4 Раст. 5 22,66/ 77,34 Газ 5 Раст. 6 14,45/ 85,55 Газ 6 Раст в 7 8,98/ Газ 72 Раст в. 8 5,47/ Газ 8 Раст. 9 3,27/ 96,73 Газ 9 Раст. 10 1,929/ 98,071 Газ 112 Газ 12
4 Раст. 1 93,75/ 6,25 Газ 1 Раст. 2 81,25/ 18,75 Газ 2 Раст. 3 65,63/ 34,37 Газ 3 Раст. 4 50/ 50 Газ 4 Раст. 5 36,33/ 63,67 Газ 5 Раст. 6 25,39 / Газ 6 Раст. 7 17,19/ 82,81 Газ 72 Раст. 8 11,33/ 88,67 Газ 8 Раст. 9 7,30/ 92,70 Газ 9 Раст. 10 4,614/ 95,386 Газ 112
5 Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раст. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Раст. 4 63,67/ 37,33 Газ 4 Раст. 5 50/ 50 Газ 5 Раст. 6 37,70/ 62,30 Газ 6 Раст. 7 27,44/ 72,56 Газ 72 Раст. 8 19,38/ 80,62 Газ 8 Раст. 9 13,34/ 86,66 Газ 9 Раст. 10 8,978/ 91,022
Продукт, выходящий из объекта в скважину Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раст. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Раст. 4 63,67/ 37,33 Газ 4 Раст. 5 50/ 50 Газ 5 Раст. 6 37,70 62,30 Газ 6 Раст. 7 27,44/ 72,56 Газ 72 Раст. 8 19,38/ 80,62 Газ 8 Раст. 9 13,34/ 86,66 Газ 9
№ цикла закачанных гексана и газа, выходящих из объекта в скважину 1 Цикл Хвыход: нефти - 96,88 растворителя - 3,12 2 Цикл Хвыход: нефти - 185,94 растворителя -14,06 3 Цикл Хвыход: нефти - 263,28 растворителя 4 Цикл Хвыход: нефти - 326,95 растворителя - 74,05 5 Цикл Хвыход: нефти -375,95 растворителя 6 Цикл Хвыход: нефти - 413,65 растворителя - 186,35 7 Цикл Хвыход: нефти - 441,09 растворителя -258,91 8 Цикл Хвыход: нефти - 460,47 растворителя -339,53 9 Цикл Хвыход: нефти - 473,81 растворителя -426,19
КИН (ЖУВ) КИГ (КИ гексана) КИН=19,38% КИР=0,375% **Кэфф. =0,326 Необх. объем закачки растворит.: 300 КИН=37,19% КИР=3.515% *Кэфф.=0,482 Необх. объем закачки растворит.: 400 КИН=56,66% КИР=7,34% *Кэфф.=0,568 Необх. объем закачки растворителя: 500 КИН=65,39% КИР=12,34% Кэфф.=0,622 Необх. объем закачки растворителя: 600 КИН=75,39% КИР=17,72% Кэфф.=0,653 Необх. объем закачки растворителя: 700 КИН=82,93 % КИР=23,29% Кэфф.=0,674 Необх. объем закачки растворителя: 800 КИН=88,42% КИР=28,77 Кэфф.=0,688 Необх. объем закачки растворителя: 900 КИН=92,30% КИР=33,95 Кэфф.=0,697 Необх. объем закачки растворителя: 1000 КИН=94,96% КИР=42,62% Кэфф.=0,826 Необх. объем закачки растворителя: 1000
Продолжение рисунка-схемы 2. Динамика технологического процесса добычи жидких углеводородов (нефть + ретрогр. конденсат) последовательной циклической закачкой за 1 цикл растворителя и сухого (тюменского) газа в объеме 20 % от объема жидких углеводородов в объекте разработки с завершающей прокачкой сухого газа
№ слоя (ячейки)в объекте испытаний Номера циклов закачки рабочих агентов в нагнетательную скважину
15 цикл 15 цик л 16 цикл 17 цикл 18 цикл 19 цикл 20 цикл 21 цикл 22 цикл 23 цикл 24 цикл 25 цикл 26 цикл 27 цикл 28 цикл 29 цикл 30 цикл 31 цикл 32 цикл 33 цикл 34 цикл 35 цикл
7 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут
Непрерывная прокачка сухого газа с целью доизвлечения из пласта (из модели пласта) в газоконденсатной фазе легко испаряемого растворителя
1 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31 Газ 32 Газ 33 Газ 34 Газ 35 Газ 36
2 Газ 14 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31 Газ 32 Газ. 33 Газ. 34 Газ. 35
3 Газ 13 Газ 14 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31 Газ 32 Газ. 33 Газ. 34
4 Газ 12 Газ 13 Газ 14 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31 Газ 32 Газ. 33
5 Газ 11 Газ 12 Газ 13 Газ 14 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31 Газ 32
Продукт, выходящий из объекта в скважину Раств. 10 8,978/ 91,222 Газ 11 Газ 12 Газ 13 Газ 14 Газ 15 Газ 16 Газ 17 Газ 18 Газ 19 Газ 20 Газ 21 Газ 22 Газ 23 Газ 24 Газ 25 Газ 26 Газ 27 Газ 28 Газ 29 Газ 30 Газ 31
№ цикла закачанных гексана и газа, выходящих из объекта в скважину 10 Цикл Хвыход: нефти -482,79 растворителя - 517,21
КИН=96,76% КИР=51,72% Кэфф.=1,00 Необх. объем закачки растворителя: 1000 Выход растворителя в газоконденсатной фазе (ГКФ) — Непрерывная закачка сухого газа с целью максимального доизвлечения из пласта растворителя через КГФ после периода циклической закачки сухого газа и растворителя
Период добычи оставленного в пласте растворителя непрерывной суточной прокачкой через объект от нагнетательной к добывающей скважине сухого газа (например, тюменского для ВНГКМ, СО2 или газа низкотемпературной сепарации - для ОНГКМ)
Рис. 3. Расчетная закономерность изменения на выходе из объекта концентраций пластовых ЖУВ (нефти и ретроградного конденсата) и растворителя в смесевом составе добываемых ЖУВ
(3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (11) (13) (15)
№ циклов закачки (№ цикла получения продукта)
Рис. 4. Расчетная закономерность изменения текущих коэффициентов извлечения ЖУВ (КИН) и растворителя (КИР) на выходе из объекта в процессе циклической закачки в пласт растворителя
■©1 -е
I
в
1И 211 ЗИ
7 / / / > /
> } / / . <
/
1 2 3 4' 5 6 7
Я.........(4)..........(5).........(Б).........(7).........(В)..........О)......
№-цикл о в-закачки (№ • ци кп а-пол учен ия-продукта)
9 ю 11
(11).......(13).......(15)
—•— К-ты- эффектив ности- при- 9- циклах закачки — •— К-ты-эффективности-при-5-циклах закачки ■ ■ К-ты-эффективности-при-З-х-циклах-закачки
Рис. 5. Расчетные закономерности изменения текущих коэффициентовэффективности на выходе из объекта в процессе циклической закачки в объект (пласт, модель пласта) растворителя и сухого газа в зависимости от количества проведенных циклов закачки растворителя: 1 - 10 циклов закачки растворителя и сухого газа с завершающими 4-мя циклами прокачки сухого газа, КИН=96,76%; 2-5 циклов закачки растворителя и сухого газа с завершающими 4-мя циклами прокачки сухого газа, КИН=75,4%; 3 - 3 цикла закачки растворителя и сухого газа с завершающими 4-мя циклами закачки сухого газа, КИН=56,7%
№ слоя
(ячейки) в объекте Номера циклов закачки рабочих агентов (гексана и метана) в нагнетательную скважину
испытаний
1 цикл 2 цикл 3 цикл 4 цикл 5 цикл 6 цикл 7 цикл 8 цикл 9 цикл Непрерывная суточная прокачка сухого газа
7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут
Циклическая закачка сухого газа для завершения вытеснения из пласта (модели) в скважину смеси ЖУВ и растворителя 4-го и 5-го циклов закачки. Непрерывная прокачка сухого газа с целью доизвлечения из пласта (модели пласта) в газоконденсатной фазе легко испаряемого растворителя
1 Раст. 1 *50/ 50 Газ 1 Раст. 2 25/ 75 Газ 2 Раст. 3 12,5/ 87,5 Газ 3 Раст. 4 6,25/93, 75 Газ 4 Раств. 5 3,12/ 96,88 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ 10 Газ 112 Газ 12 Газ 13 Газ 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17 Газ. 18
2 Раст. 1 75/ 25 Газ 1 Раст. 2 50/ 50 Газ 2 Раст. 3 31,25/ 68,75 Газ 3 Раст. 4 18,75/ 81,25 Газ 4 Раст. 5 10,94/ 89,06 Газ 5 Газ 6 Газ 72 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ 12 Газ 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17
3 Раст. 1 87,5/ 12,5 Газ 1 Раст. 2 68,75/ 31,25 Газ 2 Раст. 3 50/ 50 Газ 3 Раств. 4 34,38/ 65,62 Газ 4 Раст. 5 22,66/ 77,344 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ 12 Газ. 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16
4 Раст. 1 93,75/ 6,25 Газ 1 Раст. 2 81,25/ 18,75 Газ 2 Раст. 3 65,63/ 34,37 Газ 3 Раст. 4 50/ 50 Газ 4 Раств. 5 36,33/ 63,67 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ. 12 Газ. 13 Газ. 14 Газ. 15
5 Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раств. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Раст. 4 63,67/ 37,33 Газ 4 Раст. 5 50/ 50 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ. 11 Газ. 12 Газ. 13 Газ. 14
Продукт, выходящий из объекта в скважину Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раст. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Раств. 4 63,67/ 37,33 Газ 4 Раств. 5 50/ 50 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ 10 Газ 11 Газ 12 Газ 13
№ цикла закачанных растворит. и газа, выходящих из объекта в скважину 1 Цикл Хвыход: нефти - 96,875 растворит. -3,125 2 Цикл Хвыход: нефти - 185,938 растворит. -14,063 3 Цикл Хвыход: нефти - 263,284 растворителя -36,719 4 Цикл Хвыход: нефти - 326,956 растворителя -74,049 5 Цикл Хвыход: нефти - 376,956 растворителя -124,049 Добыча закачиваемого газа с легко испаряемым растворителем в газоконденсатной фазе до максимально полного извлечения из пласта растворителя
КИН (ЖУВ) КИР Кэфф Объем закачанного растворителя КИН=19,38% КИР=0,375% **Кэфф. = 0,326 Объем закач. растворителя: 300 КИН=37,19% КИР=7.031% **Кэфф.=0,482 Объем закач. растворителя 400 КИН=56,66% КИР=12,27% **Кэфф.=0,568 Объем закач. растворителя: 500 КИН=65,39% КИР=18,26% **Кэфф.=0,622 Объем закач. растворителя: 500 КИН=75,39% КИР=24,61% Кэфф.=1,003 Объем закач. растворителя: 500 Суммарный накопленный объем извлеченного растворителя ^ 1 Коэффициент извлечения растворителя ^ 1 (КИР ^ 1) Цель: КИН=0,75; КИР=1 (для КИН=1 должно быть закачано два объема растворителя)
№ слоя
(ячейки) в объекте Номера циклов закачки рабочих агентов (гексана и метана) в нагнетательную скважину
испытаний
1 цикл 2 цикл 3 цикл 4 цикл 5 цикл 6 цикл 7 цикл 8 цикл Непрерывная суточная прокачка сухого газа
7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 7 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут 1 сут
Циклическая закачка сухого газа для завершения вытеснения из пласта (модели) в скважину смеси ЖУВ и растворителя 2-го и 3-го циклов закачки. Непрерывная прокачка сухого газа с целью доизвлечения из пласта (модели пласта) в газоконденсатной фазе легко испаряемого растворителя
1 Раст. 1 *50/ 50 Газ 1 Раст. 2 25/ 75 Газ 2 Раст. 3 12,5/ 87,5 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ 10 Газ 112 Газ 12 Газ 13 Газ 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17 Газ. 18 Газ. 19 Газ. 20
2 Раст. 1 75/ 25 Газ 1 Раст. 2 50/ 50 Газ 2 Раст. 3 31,25/ 68,75 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 72 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ 12 Газ 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17 Газ. 18 Газ. 19
3 Раст. 1 87,5/ 12,5 Газ 1 Раст. 2 68,75/ 31,25 Газ 2 Раст. 3 50/ 50 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 72 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ 12 Газ. 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17 Газ. 18
4 Раст. 1 93,75/ 6,25 Газ 1 Раст. 2 81,25/ 18,75 Газ 2 Раст. 3 65,63/ 34,37 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 72 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ 112 Газ. 12 Газ. 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16 Газ. 17
5 Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раст. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ. 10 Газ. 11 Газ. 12 Газ. 13 Газ. 14 Газ. 15 Газ. 16
Продукт, выходящий из объекта в скважину Раст. 1 96,88/ 3,12 Газ 1 Раст. 2 89,06/ 10,94 Газ 2 Раст. 3 77,34/ 22,66 Газ 3 Газ 4 Газ 5 Газ 6 Газ 7 Газ 8 Газ 9 Газ 10 Газ 11 Газ 12 Газ 13 Газ. 14 Газ. 15
№ цикла закачанных растворит. и газа, выходящих из объекта в скважину 1 Цикл Хвыход: нефти - 96,875 растворителя - 3,125 2 Цикл Хвыход: нефти - 185,938 растворителя -14,063 3 Цикл Хвыход: нефти - 263,284 растворителя -36,719 Добыча закачиваемого газа с легко испаряемым растворителем в газоконденсатной фазе до максимально полного извлечения из пласта растворителя
КИН (ЖУВ) КИР **Кэфф Объем закачанного растворителя КИН=19,38% КИР=1,04% Кэфф.=0,326 Объем закач. растворителя: 300 КИН=37,19% КИР=4.69% Кэфф.=0,65 Объем закач. растворителя: 300 КИН=56,66% КИР=12,24% Кэфф.=1,00 Объем закач. растворителя: 300 Суммарный накопленный объем извлеченного растворителя ^ 1 Коэффициент извлечения растворителя ^ 1 (КИР ^ 1) Цель: КИН=56,66%; КИР=1 (для КИН=100% должно быть закачано растворителя два объема пластовых ЖУВ)
Л1ЛП
4000 ■ г 3800 ■ | 3600 . 1 3400 ' « 3200 1 £. 3000 ' 1 2300 1 £ 2600 ■ » 24О0 1 | 2300 ' I 2000 , I 1800 ■ | 1600 < 1 1400 ' ! 1200 ' ? 1000 ' п | 800 ■ Ш 1 600 1 1 400 ' 1 200 ■
II - - 8.2 _ -1— - — — - г*—О- —ц
14.
10.®
оъем растворителя в пласте
7.'
л —О— Накопленная добыча углеводородов матричной
Ь-4 нефти конденсата
тых углеводороде
- Отношениедобь в матричной
1 ь нефти и конденсата к объему оставшегося
Г ? 1
э о л
б 0,5
= 88 <М Ч- □оооооооооооо юоаогч9юсоо(ч*гфсоо эоооооооооооооооооооооооооо шгоогчч псптт^чг'т^гчттшпттщфщшког^ркг^р^гчмоооо Дни с начала опытных работ
Рис. 8. Сопоставление динамики накопленной добычи матричной нефти и ретроградного конденсата с динамикой объема оставшегося в пласте растворителя, вариант А175.20 - по 175 м3 растворителя и 20 тыс. м3 газа за один цикл закачки, в период попеременной закачки суммарный объем закачки растворителя составит 3500 м3, газа - 400 тыс. м3, параметр ю=1 (вариант А -расстояния от нагнетательной скважины до забоев добывающих скважин составляют 60 м,
оптимистичный вариант: параметр ю =1) [1]
