CC BY
4УДК: 553.98
RESEARCH OF THE TECHNOLOGY OF INCREASING HYDROCARBON EFFICIENCY OF GAS-
CONDENSATE DEPOSITS WITH RESIDUAL OIL
Sattorov L., Azizova D., Avlayarova N., Zhoniboev S.
ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЬЮ
Сатторов Л.Х., Азизова Д.Г., Авлаярова Н.М., Жонибоев С.А.
Abstract
This article discusses the problem of increasing hydrocarbon recovery of gas condensate formations with residual oil. The efficiency of the development of gas condensate fields with residual oil is assessed, first of all, by the completeness of the extraction of hydrocarbon raw materials from the reservoir.
Аннотация
В данном статье рассматривается проблема повышения углеводородоотдачи газоконденсатных пластов с остаточной нефтью. Эффективность разработки газоконденсатных месторождений с остаточной нефтьюоценивается, прежде всего, по полноте извлечения углеводородного сырья из пласта.
Keywords: residual (dispersed) oil, dry gas, hydrocarbon solvents, hydrocarbon recovery factor.
Ключевые слова: остаточная (рассеянная) нефть, сухой газ, углевородные растворители, коэффициент углеводородоотдачи.
Принятые в отечественной практике способы разработки газоконденсатных месторождений с остаточной нефтьюна режиме естественного истощения не позволяют извлекать углеводороды с достаточной полнотой, среднее извлечение газа для газовых месторождений составляет 85-90%, для газоконденсатных -75- 85%, а извлечение конденсата не превышает 30%.Для повышения компонентоот-дачи газоконденсатных месторождений с остаточной нефтьюможет быть использовано нагнетание в них углеводородных растворителей.Эти методы основаны на вовлечении выпавшего в пласте ретроградного конденсата в процесс фильтрации. Масштабы и темп освоения ресурсов природных углеводородных систем в значительной степени связаны с разработкой залежей газо- и нефтегазоко-нденсата. С увеличением глубины бурения и в результате освоения новых месторождений их доля в балансе газонефтяных флюидов возрастает. В то же время коэффициент извлечения ресурсов из недр на действующих газоконденсатных скважинах намного меньше, чем на нефтяных. Лишь в наиболее благоприятных случаях он достигает 60%, оставаясь в среднем на уровне 45-50%.
Многие газоконденсатные месторождения содержат остаточную (рассеянную) нефть. Средняя величина нефтенасыщенности газоносных пластов обычно ниже значения, при котором нефть становится гидродинамически подвижной, и не превышает 20-30% /1/. Частичное движение и извлечение остаточной нефти возможно из ограниченных по
размерам призабойных зон скважин, где в результате выпадения и скопления конденсата насыщенность пористой среды жидкими углеводородами превышает предельное значение и позволяет им двигаться в поровом пространстве.
Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт сухого газа будет способствовать извлечению только незначительного количества остаточной нефти за счет частичного испарения ее в газовую фазу.
Возможным направлением повышения коэффициента углеводородоотдачи газоконденсатных месторождений с остаточной нефтью является вытеснение нефти из пористой среды углеводородными растворителями /2/.
Для повышения эффективности газо- и нефтедобычи применяют различные химические реагенты, полученные на базе углеводородов нефти и газа (углеводородные растворители, поверхностно-активные вещества, полимерные реагенты и т. д.), а также отходы производства синтетических жирных кислоти высших жирных спиртов (включая кислые стоки), синтетических каучуков и полиолефинов, побочные продукты производства алкил-аромати-ческих углеводородов, фенола и ацетона, мономеров для синтетического каучука и др.
О принципиальной возможности извлечения остаточной нефти с помощью растворителей свидетельствуют промысловые данные по скважинам га-зоконденсатного месторождения Южный Кемачи
/1/, а также результаты лабораторных исследований процесса нефтеотдачи при вторжении нефтяных оторочек в газонасыщенную часть пластов, содержащую остаточную нефть /3/. Известные углеводородные растворители дефицитны. Поэтому необходимы поиски других вытесняющих агентов для извлечения остаточной нефти.
Применительно к разработке газоконденсат-ных месторождений с остаточной нефтью может быть предложена технология повышения коэффициента углеводородоотдачи, основанная на растворении остаточной нефти в выпавшем в пласте газовом конденсате и последующем вытеснении из пористой среды смеси нефти и конденсата закачкой вытесняющего агента. Растворение конденсата в нефти приводит к снижению ее плотности и вязкости и к одновременному росту насыщенности пор пласта жидкими углеводородами. Поэтому для извлечения остаточной нефти наиболее благоприятно давление, соответствующее максимальной насыщенности пористой среды нефтенасыщенной смесью. В качестве вытесняющего агента может быть использована вода, которую целесообразно обработать химреагентами для улучшения ее вытесняющих свойств. Более высокие значения коэффициента углеводородоотдачи следует ожидать в случае применения растворителей и двуокиси углерода.
Для определения эффективности предложенной технологии извлечения остаточной нефти Р.М. Кондрат совместно с Е.И.Лискевичем проведены экспериментальные исследования на горизонтальной модели пласта длиной 0,5 м и диаметром 0,028 м. Пористая среде была составлена из отдельного образцов песчаника длиной 0,1-0,2 м, отобранных из продуктивных отложений газоконденсатного месторождения Южный Кемачи. Среднее значение коэффициента абсолютной проницаемости пористой среды составляло 0,145 мкм2, коэффициента открытой пористости - 0,16, содержание связанной воды равнялось 0,145. В опытах применялись ре-комбинированные пробы пластовой нефти Чижевского нефтяного месторождения и газоконденсат-ной смеси месторождения Южный Кемачи. Давление насыщения нефти газом составляло 35 МПа, пластовый газовый фактор при этом давлении равнялся 146 м3/м3, объемный коэффициент нефти -1,46. Опыты проводились в условиях приближенного моделирования. Начальное пластовое давление равнялось 42 МПа, температура - 100оС. Содержание конденсата в рекомбинированной пробе при этих условиях было 400 см3/м3. Остаточная нефте-насыщенность создавалась путем закачки в модель, заполненную пластовым газом, порций газонасыщенной нефти с последующим перемещением их по пласту нагнетанием газа. Для различных опытов она изменялась в пределах от 0,1 до 0,3. Дальнейшая закачка газа после создания остаточной нефте-насыщенности но приводила к вытеснению нефти из пористой среды. В процессе нагнетания воды часть остаточной нефти извлекалась только при насыщенностях свыше 15-16%.
В первой серии опытов моделировалась разработка газоконденсатной залежи при отсутствии в пористой среде остаточной нефти. Путем отбора части газа давление в пласте снижалось до 20 МПа, что приводило к выпадению в пористой среде углеводородного конденсата. Затем газоконденсатная смесь (выпавший конденсат и пластовый газ) вытеснялась водой при постоянном давлении.
Во второй серии экспериментов дополнительно моделировалось наличие в пористой среде остаточной нефти, насыщенность которой составляла в среднем 16%. Опыты проводились в аналогичной последовательности. Извлекаемый из пласта конденсат имел темный цвет, что свидетельствовало о растворении в нем остаточной нефти, а его объем превышал количество конденсата, полученного в первой серии экспериментов. Коэффициент извлечения остаточной нефти, установленный по дополнительной добыче из пласта углеводородной жидкости, составил 36-38%.
В сопоставительных целях также проведены исследования по извлечению остаточной нефти с помощью углеводородного растворителя. Для этого в модель пласта была закачана оторочка нестабильного конденсата в количестве 25% от объема пор, занятых остаточной нефтью и газом. Оторочка конденсата перемещалась по пласту последующим нагнетанием воды. При начальной нефтенасыщенности 0,15-0,16 коэффициент вытеснения остаточной нефти в безводный период составил 31-32%. Близкие результаты также получены при прокачке через модель пласта трех поровых объемов обогащенного газа, содержащего 17% про-пан-бутановой смеси.
Проведенные исследования свидетельствуют о принципиальной возможности и эффективности применения предложенной технологии извлечения остаточной нефти при разработке газоконденсат-ных залежей. Опытные данные также подтверждают возможность получения высоких значений коэффициента конденсатоотдачи при определенных условиях заводнения газоконденсатных пластов. Так, в первой серии экспериментов в результате вытеснения из пористой среды газоконденсат-ной смеси водой при давлении 20 МПа получено 74% выпавшего в пористой среде конденсата.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. ДурмишьянА.Г. Газоконденсатные месторождения. - М.:Недра, 1979.-335 с.
2. Закачка жидких углеводородов в пласт для повышения нефтеконденсатоотдачи /А.И.Гриценко, Р.М.Тер-Саркисов, О.В.Клапчук, В.А.Николаев. - Обз. инф.: сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1980.
3. Разработка газоконденсатных месторождений /А.Х.Мирзаджанзаде, А.Г.Дурмишьян, А.Г.Ковалев, Т.А.Аллахвердиев. -М.: Недра, 1967. - 356 с.
