ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ И ГАЗА
Болеева Е.В.
Казахский
национальный исследовательский технический университет им. К.И.Сатпаева
Нефтегазовая
промышленность является одной из ведущих отраслейнародного хозяйства. Природный
газ и конденсат являются ценным сырьем для энергетической и химической
промышленности.
В течение последних лет в нефтяной
промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов
нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с
осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов
с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и
промышленного внедрения наиболее эффективных и экономичных методов поддержания
пластового давления.
Поддержание
пластового давления — процесс естественного или искусственного сохранения
давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на
начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержание пластового давления при
разработке нефтяной
залежи могут осуществлять за счёт естественного активного
водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного
режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном,
а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и
экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания
пластового давления или их комбинацию [1, 256].
Поддержание
пластового давления способом внутриконтурного заводнения является
наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных
залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для
нефтегазовых залежей) площадного, очагового или избирательного способов
заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или
с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если
нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания
пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор
искусственной газовой шапки. При расчёте
процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин,
суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и
давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных
скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами
нагнетания и отбора и равномерное вытеснениенефти
водой.
В мировой практике наряду
с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания давления,
т. е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на
практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений
с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного)
газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа
в пласт (сайклинг-процесс)[2, 102].
Моделирование одного варианта разработки на
полной симуляционной модели месторождения занимает значительное время. С целью
выбора системы воздействия на пласт и оптимизации технологии возникает
необходимость просчитать огромное количество вариантов. Для этого используется
секторная модель, позволяющая при некоторой достаточной степени упрощения
моделирования объекта разработки сократить время расчетов одного варианта до
нескольких часов и оценить разные возможности разработки месторождения.
Полученные результаты расчетов сравниваются на качественном уровне, что
позволяет ранжировать просчитываемые варианты и выбрать наиболее оптимальные
решения. Коэффициенты извлечения углеводородов, полученные в результате
расчетов на секторной модели, не могут рассматриваться как реально достижимые
на месторождении, так как являются слишком оптимистичными из-за идеализации
геологического строения и наличия допущений. В частности, секторная модель
нефтяной оторочки изолирована от газовой части. Поэтому варианты разработки
месторождения с лучшими технологическими показателями закладываются в полную
симуляционную модель с тем, чтобы окончательно оценить эффективность вариантов
по коэффициентам извлечения углеводородов[3, 178].
В мировой практике при
эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более
25 см3/м3 наряду с эксплуатацией их на режиме
истощения применяется сайклинг — процесс, позволяющий
существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Применяются также часто
различные комбинации этого метода — полный сайклинг, неполный сайклинг,
канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени
и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа. В насыщенных
залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат.
В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления
насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых
залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте
выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные
залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе
их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут
разрабатываться на истощение. Сайклинг — процесс широко применяется на
месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3
и при запасах газа от 10 млрд. м3 и более при близости
начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки
применения сайклинг — процесса широко известны, из них к основным
относятся следующие: большие капитальные вложения и необходимость создания
специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми
давлениями;
-
большие эксплуатационные затраты;
-
понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного)
в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии
агрессивных компонентов в добываемой продукции[3, 103].
Основными элементами технологической схемы
закачки газа высокого давления являются: источник газоснабжения; газопровод
низкого давления; компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ); холодильник;
сепаратор (маслоотделитель); манифольд нагнетания; газопровод высокого давления
(коллекторные линии); выкидные линии; нагнетательные скважины.
При этом осуществляются следующие
технологические процессы:
-
осушка газа перед компремированием;
-
копремирование;
-
охлаждение газа компремирования;
-
распределение газа по скважинам[4, 94].
Расчет
основных технологических параметров системы ППД для различных реагентов
производится следующим образом:
-
проектирование закачки воды сводится к определению для конкретных условий
оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и
необходимого количества воды. Кроме того, рассчитывается число нагнетательных
скважин и их приемистость;
- При поддержании пластового давления
путем закачки газа рассматривается большой ряд вопросов, но главными из них
являются вопросы, связанные с расчетом необходимого объема закачиваемого газа,
приемистости нагнетательной скважины и числа нагнетательных скважин [5, 14].
Литература
1. Ширковский А.И.,
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.:
Недра, 1986
2. Муродов
М. Н., Паноев Э. Р. Системы разработки газоконденсатных месторождений //
Молодой ученый. — 2014. — №1.
3. Тяжин Ж.Т. Методическое
руководство по составлению главы дипломного проекта по охране труда и
окружающей среды для специальности 0907.-Алма-Ата, 1983
4. Технологическая схема
разработки месторождения Карачаганак. –Лондон, 2007
5.
Юрчук
А. М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. – М.:Недра, 1979.