Были получены данные по динамике конденсатогазового фактора (КГФ) и насыщенности перового пространства жидкой фазой. Давление начала конденсации практически равняется начальному пластовому давле­нию. Начальный КГФ составляет 420 г/м3. При давлении максимальной конденсации 7,7 МПа КГФ = 45 г/м3. Максимальное значение насыщенно­сти перового пространства жидкой фазой достигает 12 %. Коэффициент извлечения углеводородов С5+ при истощении до 2 МПа при данных плас­товых термобарических условиях не превышает 32 %.

Процесс закачки в пласт сухого газа был рассмотрен при следующих пластовых давлениях: 22; 16; 7,7; 6 и 3 МПа. При давлениях 22 и 16 МПа система находится на ветви ретроградной конденсации (рис. 1,35, а). Давление максимальной конденсации составляет 7,7 МПа, и при давлениях 6 и 3 МПа система расположена на ветви прямого испарения. Конден-сатогазовый фактор пластового флюида при давлениях 16 и 3 МПа одина­ков.

Методика расчета процесса вытеснения сухим газом пластовой системы основана на решении дифференциальных уравнений многоком­понентной фильтрации безытерационным численным методом в допу­щении изотермичности процесса, локального термодинамического равнове­сия и справедливости обобщенного закона Дарси для фаз.

Расчеты были проведены для линейной модели пласта длиной 3 м, по­ристостью 25 % и проницаемостью 4,7-10~15 м2, заполненной при выбран­ных давлениях смесями, соответственно моделирующими пластовую смесь. Сухой газ моделировался метаном.

Метан в процессе фильтрации вытесняет равновесную пластовую газо­вую фазу и вызывает интенсивный массообмен между фазами, приводя­щий к существенному испарению ретроградного конденсата и снижению насыщенности перового пространства модели пласта углеводородной жид­костью. При этом насыщенность жидкой фазой всегда существенно ниже "критической", т.е. жидкая фаза неподвижна и весь массоперенос происхо­дит в газовой фазе.

Прокачка двух поровых объемов метана при давлении 22 МПа позво­ляет извлечь практически 100 % С2 —С4 и 32 % углеводородов С5+. При этом фракция Ф, (Ммол = 107) извлекается на 72 %, Ф2 (М„т = 161) — на 19 %, а Ф3 (Ммол = 237) — на 9 %. При более низких пластовых давлениях прокачка двух поровых объемов модели пласта дает существенно более низкое извлечение углеводородов С5+, а тяжелая фракция Ф3 (ММОЛ = 237) практически не вытесняется.

Для сравнения эффективности процесса при разных пластовых давле­ниях следует привести объемы закачиваемого газа к одной единице изме­рения. В качестве такой единицы выбрано необходимое количество метана для прокачки одного перового объема пласта при давлении 22 МПа.

Расчеты показывают (рис. 1.35, б), что для давления 3 и 6 МПа (ветвь прямого испарения) для полного извлечения углеводородов С2 — С4 требует­ся существенно меньшее количество закачиваемого газа. Компоненты С5 — С8 (рис. 1.35, в) извлекаются при давлениях ниже давления максимальной конденсации полнее, чем при давлениях до максимальной конденсации ( в исследуемом диапазоне). И лишь наиболее тяжелые фракции (Ммол = 161 и выше) эффективно переходят в газовую фазу при более высоких пласто­вых давлениях. Так, для добычи всех запасов углеводородов С2 — С4 следует прокачать 0,3 относительной единицы измерения объема закачиваемого метана при давлении 3 МПа и около двух — при давлениях 16 и 22 МПа. Прокачка двух относительных единиц измерения метана позволяет извлечь 80 % фракции Ф, при давлениях воздействия 3 МПа, 65 % при 6 МПа, 60 % при 7,7 МПа, 57 % при 16 МПа и 72 % при 22 МПа. В целом, с учетом до­полнительного извлечения при истощении до более низких давлений, при равном количестве закачиваемого сухого газа извлечение углеводородов С5+ в диапазоне давлений 3 — 7,7 МПа соизмеримо с извлечением при воз­действии в диапазоне давлений 7,7 — 22 МПа (рис. 1.35, г).

Таким образом, исследования, с одной стороны, показали, что воздей­ствие на газоконденсатный пласт неравновесным газообразным агентом (сухой газ) в областях прямого испарения не снижает удельную компонентоотдачу (на 1 м3 закачиваемого газа) пласта по сравнению с воздействием при более высоких пластовых давлениях. С другой стороны, технико-эко­номические показатели такого процесса, особенно для месторождений с целевыми продуктами углеводородов С2 — С8, могут оказаться существенно выше за счет снижения объемов консервируемого газа, возможности бес­компрессорной закачки и более высокого коэффициента охвата.

Был выполнен также большой объем теоретических и эксперимен­тальных исследований с целью научного обоснования таких методов повы­шения конденсатоотдачи при разработке ГКМ, которые базируются на учете особенностей группового и компонентного состава пластовой углево­дородной смеси, что позволяет повысить степень извлечения высокомоле­кулярных углеводородов этой смеси.

Как известно, многообразие составов природных газов определяет — наряду с особенностями вмещающих горных пород и термобарических ус­ловий залежей — физическое состояние в пласте газовой смеси, наличие и относительное содержание жидкой, а иногда твердой фазы в смеси. Есте­ственно, что от состава углеводородной смеси зависит и конденсатоотдача пласта при разработке его на режиме истощения.

Среди других составляющих особую роль в природных газовых сме­сях играют промежуточные углеводороды — этан, пропан, изо- и нормаль­ный бутан. Суммарное их содержание в газовых смесях газовых залежей составляет в среднем до 5 %, газоконденсатных 5 — 30 %; в растворенных газах нефтяных месторождений содержится от 10 —20 до 85 — 95 % проме­жуточных углеводородов [46, 16]. Количественное содержание в природных газах низкомолекулярных гомологов метана, в частности фракции С2 — С4, определяется условиями образования газовой и жидкой углеводородной смеси из органического вещества осадочных нефтегазоматеринских пород, а также условиями миграции и накопления углеводородов в пористых плас­тах залежей. Значительное влияние на физико-химические свойства и фа­зовое состояние и поведение пластовых газов углеводородов фракции С2 — С4 обусловлено тем, что эти компоненты достаточно легко переходят из газового состояния в жидкое и обратно при изменении в пласте термоба­рических условий (табл. 1.22). Соответственно вовлекаются в межфазный массообмен другие компоненты смеси, в первую очередь с относительно близкими к промежуточным углеводородам свойствами. По данным работ [31, 45] существует прямая связь между содержанием в пластовой газовой смеси фракции С2 —С4 и выходом стабильного конденсата (С5+) на первом этапе разработки некоторых ГКМ основных газодобывающих регионов стран СНГ.

Таблица 1.22

Некоторые физико-химические свойства низкомолекулярных алканов

Результаты статистического анализа данных разработки ГКМ России и некоторых других стран СНГ, а также экспериментальные данные изуче­ния поведения рекомбинированных проб пластовых газоконденсатных смесей с использованием сосудов PVT-соотношений позволили специалис­там ВНИИГАЗа в свое время предложить обобщенную зависимость сред­них потерь стабильного конденсата (С5+) в пласте от потенциального со­держания конденсата в газе начального состава. Однако этой зависимости не всегда соответствуют газоконденсатные смеси, в которых значительно содержание неуглеводородных компонентов и (или) фракции С2 —С4, или, напротив, содержание последней ниже "среднего". Во ВНИИГАЗе автором с сотрудниками исследована зависимость растворимости углеводородов С5+ в газе от содержания в смеси фракций С2 —С4. Установлено, что давление начала конденсации смеси в большой степени зависит от содержания в смеси промежуточных углеводородов: чем их больше, тем при меньшем давлении начинается переход системы в двухфазное состояние. Таким об­разом, компоненты С2, С3, С4 способствуют смещению равновесия в газо-конденсатной смеси в сторону газовой фазы. Отсюда становится понятным механизм влияния промежуточных углеводородов на конденсатоотдачу пла­ста при прочих равных условиях.

В процессе экспериментальных и аналитических исследований по про­блеме повышения конденсатоотдачи пласта на завершающей стадии разра­ботки ГКМ ВНИИГАЗом были предложены методы воздействия на газо-конденсатный пласт путем нагнетания газообразных агентов, обогащенных промежуточными углеводородами [48, 49, 53, 45]. Сущность воздействия за­ключается в значительном смещении фазового равновесия в пластовой двухфазной системе в сторону жидкой фазы, что позволяет вовлечь в раз­работку запасы ретроградного углеводородного конденсата.

Дальнейшие исследования ВНИИГАЗа показали, что во многих случаях весьма технологичными являются методы воздействия на газоконденсатный пласт, основанные на принудительном смещении равновесия в сторону га­зовой фазы. Эти методы позволяют как повышать на 10 — 20 % продук­тивность добывающих скважин, так и извлекать не менее 10—15 % ретро­градного углеводородного конденсата, относимого при обычной разработ­ке месторождений на режиме истощения к неизвлекаемым потерям. Физи­ческое и математическое моделирование свидетельствовало о возможности (учитывая роль промежуточных углеводородов в массообменных процес­сах) установления оптимальной области пластовых давлений в ходе отбора запасов углеводородов на режиме истощения, когда следует осуществлять нагнетание газообразного агента для более эффективного извлечения рет­роградного конденсата путем его испарения.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10