Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ мирового опыта освоения газоконденсатных месторождений 10
1.1 Особенности разработки месторождений УВ с высоким содержанием конденсата 10
1.2 Опыт повышения компонентоотдачи пласта с использованием методов поддержания пластового давления в процессе разработки месторождений УВ 11
1.3 Поддержание пластового давления с участием кислых компонентов пластового сырья 22
2 Обоснование актуальности применения на Астраханском газоконденсатном месторождении технологий, направленных на повышение компонентоотдачи пласта 30
2.1 Текущее состояние и особенности разработки Астраханского газоконденсатного месторождения 30
2.2 Прогнозная компонентоотдача Астраханского газоконденсатного месторождения при сохранении реализованной системы разработки 32
3 Исследование перспектив использования неуглеводородных компонентов для повышения компонентоотдачи башкирской залежи Астраханского газоконденсатного месторождения 35
3.1 Анализ товарной ценности компонентов пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения 35
3.2 Свойства и особенности фазового поведения пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения 37
3.2.1 Результаты исследований фазового поведения пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения 37
3.2.2 Результаты исследования сверхсжимаемости пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения 39
3.2.3 Результаты исследований вязкости пластового газа и конденсата 40
3.2.4 Результаты исследования конденсатоотдачи при разработке Астраханского газоконденсатного месторождения на истощение 42
3.3 Экспериментальные исследования пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения при закачке различных агентов 49
3.3.1 Результаты исследований влияния кислых газов на давление начала конденсации и динамику пластовых потерь 50
3.3.2 Результаты исследований влияния диоксида углерода на фазовое поведение пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения 51
3.3.3 Результаты исследования влияния диоксида углерода на испаряемость выпавшего в пласте конденсата 57
3.3.4 Результаты исследования влияние диоксида углерода на компонентоотдачу 59
4 Моделирование процессов закачки агентов для оценки влияния на компонентоотдачу продуктивных пластов Астраханского газоконденсатного месторождения 63
4.1 Моделирование PVT свойств пластовой системы Астраханского газоконденсатного месторождения с учетом результатов экспериментальных исследований 64
4.2 Термогидродинамическое моделирование процессов закачки 80
5 Обоснование способа повышения компонентоотдачи башкирской залежи Астраханского газоконденсатного месторождения путем закачки в пласт кислых газов 98
5.1 Обоснование выбора агента закачки для реализации системы поддержания пластового давления на Астраханском газоконденсатном месторождении 98
5.2 Определение стратегии разработки месторождения при реализации закачки кислых газов обратно в пласт 100
5.3 Технико-экономическое обоснование способа повышения компонентоотдачи на Астраханском газоконденсатном месторождении 104
Заключение 116
Список литературы 118
- Опыт повышения компонентоотдачи пласта с использованием методов поддержания пластового давления в процессе разработки месторождений УВ
- Прогнозная компонентоотдача Астраханского газоконденсатного месторождения при сохранении реализованной системы разработки
- Результаты исследований фазового поведения пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения
- Термогидродинамическое моделирование процессов закачки
Введение к работе
Актуальность темы.
В настоящее время основной экономический эффект от освоения Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) формируется за счет реализации жидких углеводородов. Доля жидких УВ в выручке составляет порядка 60%, а затраты на их добычу и доведение до товарных кондиций не превышает 30 % от всех производственных затрат. Вместе с тем, в соответствии с имеющимися оценками при сохранении существующей системы разработки на истощение в период после 2015 года из-за падения пластового давления ожидается снижение содержания конденсата в добываемом сырье. Согласно имеющимся оценкам конечная конденсатоотдача месторождения при его разработке на истощение составит около 45 % (при давлении забрасывания, равном 20 МПа), при этом суммарные пластовые потери конденсата могут превысить сотни миллионов тонн.
Поэтому поиск и обоснование альтернативных способов разработки месторождения, направленных на повышение компонентоотдачи продуктивного пласта, является актуальной задачей.
Цель работы – Обоснование (на примере Астраханского ГКМ) способа повышения компонентоотдачи газоконденсатных месторождений, содержащих в своем составе неуглеводородные компоненты, за счет их обратной закачки в пласт.
Задачи исследования:
1. Анализ и обобщение имеющегося опыта освоения газоконденсатных
месторождений с содержанием в пластовом сырье неуглеводородных
компонентов.
2. Анализ мирового опыта повышения компонентоотдачи пласта в
процессе разработки месторождений углеводородов.
3. Исследование перспектив использования неуглеводородных
компонентов для повышения компонентоотдачи башкирской залежи
Астраханского ГКМ.
4. Моделирование закачки различных агентов в пласт с целью повышения
компонентоотдачи башкирской залежи АГКМ.
5. Определение наиболее перспективного агента для закачки в
продуктивные пласты АГКМ.
6. Определение стратегии реализации технологии закачки кислых газов на
Астраханском ГКМ.
7. Оценка изменения технико-экономических показателей разработки
Астраханского ГКМ при реализации технологии закачки кислых газов обратно в
пласт.
Научная новизна.
На примере Астраханского ГКМ показано, что разработка
газоконденсатных месторождений с повышенным содержанием кислых
компонентов на истощение позволяет экономически обосновано извлечь не
более 60 % газа и 45 % газового конденсата, являющегося наиболее ценным (с экономической точки зрения) компонентом пластовой смеси.
С целью повышения конечной углеводородоотдачи Астраханского ГКМ и повышения экономической эффективности от его освоения, в работе обоснована альтернативная система разработки месторождения, предусматривающая обратную закачку в пласт наименее ценных (с финансовой точки зрения) неуглеводородных компонентов пластовой смеси.
Впервые для Астраханского ГКМ по результатам исследований PVT-
свойств пластовых систем месторождения, гидродинамического и
термодинамического моделирования процессов закачки, а также финансово-
экономического анализа обоснован наиболее эффективный агент для
реализации поддержания пластового давления (ППД).
Выполнено технико-экономическое обоснование системы разработки Астраханского ГКМ, включающей закачку кислых газов обратно в пласт. Разработана наиболее целесообразная стратегия реализации предложенного способа, исходя из конкретных технико-технологических и технико-экономических условий.
Защищаемые положения.
1. Технико-технологическое обоснование выбора системы разработки
Астраханского ГКМ с поддержанием пластового давления за счет обратной
закачки неуглеводородных компонентов пластовой смеси.
2. Технико-экономическое обоснование выбора агента закачки для
увеличения компонентоотдачи при разработке газоконденсатных
месторождений (на примере башкирской залежи Астраханского ГКМ).
3. Способ повышения компонентоотдачи продуктивных пластов при
разработке газоконденсатных месторождений за счет обратной закачки
неуглеводородных компонентов пластовой смеси, минимизирующей пластовые
потери жидких углеводородов.
Практическая значимость. Состоит в обосновании возможности существенного расширения добычи углеводородного сырья на Астраханском ГКМ с использованием технологии закачки кислых газов в подземные пласты.
Основные результаты, полученные автором в диссертации, реализованы в следующих научно-исследовательских работах (НИР) ООО «Газпром ВНИИГАЗ»:
- отчет о НИР «Разработка технико-экономического обоснования
создания полигона по закачке кислых газов в пласт на Астраханском своде»
(2010 г.);
- отчет о НИР «Комплексная программа развития нефтегазодобывающего
комплекса Астраханского региона» (2011 г.);
- отчет о НИР «Оценка целесообразности закачки диоксида углерода в
продуктивные пласты АГКМ с целью повышения конденсатоотдачи» (2013 г.);
- Обоснование инвестиций в создание опытного полигона на разбуренной
части Астраханского ГКМ и Алексеевского ГКМ для отработки технологий,
позволяющих создать условия для развития добычи на месторождениях Астраханского свода (2014 г.);
- отчет о НИР «Разработка основных технико-технологических решений и
технологического проекта разработки Астраханского ГКМ» (2015 г.).
Апробация работы.
Основные результаты диссертационной работы были доложены автором и обсуждены на заседаниях секций Ученого совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Ученого совета ИПНГ РАН, российских и международных научных конференций:
- Опыт и перспективы освоения сероводородсодержащих месторождений
на II международной научно-практической конференции и выставке
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные
технологии их освоения» (Москва, 2010 г.);
- Основные факторы, определяющие уровни добычи на
сложнопостроенных месторождениях, и подходы к их оптимизации (на примере
месторождений Астраханского свода) на II Научно-практической молодежной
конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность»
(Москва, 2010 г.).
- Повышение компонентоотдачи и эффективности разработки АГКМ при
закачке кислых газов в подземные пласты на III Международной научно-
практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные
технологии их освоения» (Москва, 2013).
Публикации.
Основное содержание диссертационной работы изложено автором в 4-х публикациях, в т.ч. в 2-х статьях в журнале «Газовая промышленность» входящем в «Перечень…» ВАК Минобрнауки РФ и в одном патенте на изобретение.
Структура и объем работы.
Диссертация состоит из введения, 5-ти глав, заключения и списка литературы из 36 наименований. Работа изложена на 121 странице, содержит 62 рисунка и 16 таблиц.
Автор выражает признательность научному руководителю д.т.н., профессору Ю.Н. Васильеву за выбор направления исследований, обсуждение задач и результатов исследований, ценные советы и предложения в ходе выполнения работы. Автор признателен за консультации и ценные советы в ходе обсуждения отдельных результатов диссертационной работы чл. корр. РАН д.т.н. Б.А. Григорьеву, д.г.-м.н. Н.Н. Соловьеву, к.т.н. Р.А. Жирнову, к.т.н. В.А. Дербенёву, д.т.н. Лапшину В.И., к.г.-м.н. Ю.М. Фриману, к.т.н. К.Т. Сайфееву, к.т.н. Р.Л. Шкляру.
Опыт повышения компонентоотдачи пласта с использованием методов поддержания пластового давления в процессе разработки месторождений УВ
Впервые сайклинг-процесс применили в конце 30-х годов прошлого века, когда резко возросла потребность в сырье(ЖУВ) для производства топлива [8]. В 1944 году в США функционировали 37 установок для осуществления сайклинг-процесса при 224 разрабатываемых газоконденсатных месторождениях. Обратная закачка «отбензиненного» газа применялась в тот период времени также в Канаде и ряде других газодобывающих стран, причем даже на газоконденсатных месторождениях (ГКМ) с начальным содержанием С5+ в газе, равным 150-180 г/м3.
В конце 40-х - начале 50-х годов прошлого столетия структура потребления углеводородов и цены на жидкие и газообразные углеводороды заметно изменились, и объемы обратно нагнетаемого в пласт газа резко снизились. Основной упор стал делаться на реализацию вариантов частичного сайклинг-процесса, когда объем возвращаемого в пласт газа меньше объема газа, отбираемого из пласта, а также на сайклинг-процесс с использованием неуглеводородных газов (азота, его смесей, дымовых, углекислого газа и смеси кислых газов) [8]. В качестве примера одного из крупномасштабных проектов реализации классического варианта сайклинг-процесса (обратной закачки «сухого» газа) необходимо отметить опыт разработки газоконденсатного месторождения Ла-Глория в штате Техас, США [8].
Залежь месторождения Ла-Глория приурочена к структуре овальной формы. Этаж газоносности около 100 м. Продуктивные отложения представлены песчаником, глубина залегания продуктивного горизонта в центре структуры около 2000 м. Средняя толщина продуктивного пласта составляет 10 м. Средняя пористость - 22,2 %, проницаемость 0,510-12 м2. Начальное пластовое давление 23,9 МПа, пластовая температура 95С.
Запасы газа в залежи равнялись 3,95 млрд м3 (в стандартных условиях), запасы стабильного конденсата (С5+в) составляли 1,07 млн м3. В процессе разведки залежи и эксплуатационного бурения на месторождении было пробурено около 40 скважин [2], а ко времени начала закачки действовало шесть продуктивных и две нагнетательные скважины. В последующие годы число эксплуатационных скважин увеличилось до восьми, а нагнетательных -до четырех. В течение первых 4 лет из пласта в среднем отбиралось около 1500 тыс. м3/сут газа. В дальнейшем ввиду того, что нагнетаемый сухой газ стал прорываться в эксплуатационные скважины, отбор из пласта уменьшили примерно до 600 тыс. м3/сут. При этом за все время нагнетания в пласт было возвращено 97 % добытого сухого газа [12].
Благодаря малым темпам отбора и возврату практически всего добытого сухого газа пластовое давление снизилось очень незначительно, а выпадение конденсата в пласте и его потери были предотвращены. Данный факт подтверждался тем, что в продукции скважины, пробуренной в заключительной стадии сайклинг-процесса в зоне, не охваченной нагнетанием «сухого» газа, содержание конденсата не отличалось от начального [8,13].
В процессе закачки газа, в целях контроля его передвижения в пласте, раз в три месяца отбирались пробы газа в целях определения процента содержания конденсата. По результатам исследований, стало очевидно, что в зоне, где производится закачка газа, Квытеснения достигал 79,9 %. Кохвата по расчетам достигал 84,8 %. В результате использования закачки, было добыто около 69,2 % первоначально содержащегося конденсата. В результате последующей эксплуатации на истощение, было добыто еще 21 % конденсата. Всего из пласта было добыто почти 90 % первоначально содержащегося конденсата [8,12,13].
Реализация сайклинг-процесса продолжалась на месторождении в течение 8 лет, после чего добыча конденсата существенно снизилась.
Еще одним примером может послужить разработка газоконденсатного месторождения Нокс-Бромайд, которое расположено в штате Оклахома (США). При разработке данного месторождения, залегающего на большой глубине (4600 м), с поддержанием давления путем рециркуляции газа повышалась не только конденсатоотдача, но и газоотдача. Поэтому затраты на организацию сайклинг-процесса были экономически оправданными, несмотря на высокую стоимость бурения скважин [2].
Лабораторные и промысловые исследования показали, что специфические особенности строения коллектора обусловливают резкое снижение его фазовой проницаемости для газа по мере выпадения конденсата в пласте. При изучении шлифов кернов было обнаружено наличие на зернах песчаника конденсатной пленки, резко снижающей проницаемость породы. Полученная исследователями кривая фазовой проницаемости по газу свидетельствовала о том, что фильтрация газа практически прекращается по достижении насыщенности жидкой фазой 50 %. Именно в результате этого ожидался исключительно низкий коэффициент газоотдачи при разработке на режиме истощения (11 %) [2,8], т.к. выпадающий в призабойной зоне конденсат "запирал" газ в залежи. По данным расчетов, разработка на режиме истощения позволяла добыть всего около 900 млн м3 газа и 850 тыс. м3 конденсата, тем самым разработка месторождения «на истощение» была практически не рентабельна[8]. В то же время, разработка месторождения с поддержанием пластового давления позволила многократно увеличить их извлечение (5 млрд м3 газа и 5,25 млн м3 конденсата).
При освоении газоконденсатных месторождений в России неоднократно предпринимались попытки реализовать сайклинг-процесс, однако до промышленной реализации ни один проект не дошел, в том числе из-за высокого спроса на газ. Наиболее значительным опытом можно назвать закачку «сухого» газа на крупнейшем Вуктыльском газоконденсатном месторождении.
Площадь Вуктыльского ГКМ составляет более 250 км2, с амплитудой свыше 1500 м. Продуктивные отложения толщиной около 800 м представлены карбонатной толщей нижней перми и карбона и перекрыты 50-100-метровой толщей трещиноватых аргиллитов Артинского яруса и гипсово-ангидритовой толщей кунгура, представляющих из себя надежную покрышку. Открытая пористость коллекторов находится в диапазоне от 5 до 28%, проницаемость, - от 10-15 до 4 10-12 м2. Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания кровли резервуара изменяется от 2100 до 3300 м. Присутствует нефтяная оторочка [2]. Начальные запасы газа на Вуктыльском ГКМ составляют около 430 млрд м3, конденсата более 140 млн т. Начальное пластовое давление 36,3 МПа, температура пласта - 62C, давление начала конденсации пластовой углеводородной смеси 32,5 МПа, КГФ - 360 г/см3 [2].
Прогнозная компонентоотдача Астраханского газоконденсатного месторождения при сохранении реализованной системы разработки
Астраханское газоконденсатное месторождение, являющееся самым крупным в России сероводородсодержащим месторождением, стало первым открытым месторождением на территории бывшего СССР с таким сложным составом пластового сырья (доля метана около 50%, а кислых компонентов – более 40%). Оно обладает уникальными запасами углеводородов, включая газовый конденсат, а также крайне сложным строением продуктивной толщи и жесткими термобарическими условиями [14]. Астраханское ГКМ было введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1986 году, и с 1987 года ведется промышленная разработка башкирской залежи месторождения. К особенностям Астраханского ГКМ, определяющим схему разработки и обуславливающим использование специфических технических решений можно отнести: - высокую токсичность и агрессивность пластового флюида; - большую глубину залегания залежи и наличие аномально высоких давлений (АВПД) (Рпл = 62 МПа); - низкую проницаемость коллекторов; - большие объемы годовой добычи и переработки; - расположение вблизи от Астраханского биосферного заповедника, а так же в районе со сравнительно высокой плотностью населения. Наличие всех перечисленных факторов, а также уникальные запасы УВ делают Астраханское месторождение наиболее сложным и экологически опасным объектом, эксплуатируемым ОАО «Газпром» [14].
Разработка ведется на режиме естественного истощения пластовой энергии. Вся добываема продукция подается на Астраханский ГПЗ где на базе перерабатываемого сырья выпускается значительный ассортимент товарной продукции (жидкие моторные топлива, сжиженные углеводородные газы, сера, сухой газ). Достигнутый уровень годовой добычи пластового сырья не превышает 0,5 % от балансовых запасов, а всего более чем за двадцатилетний период разработки из продуктивной залежи Астраханского ГКМ отобрано лишь около 7% от запасов. В случае сохранения подобных темпов разработки месторождения в будущем, на его полное освоение потребуется более 200 лет [14].
Повышение темпов освоения месторождения сдерживается в основном: - жесткими экологическими ограничениями в зоне работ, лимитирующими объемы переработки сероводородсодержащего сырья с использованием существующей технологии; - низкий спрос на газовую серу (побочного продукта переработки пластового сырья); - значительными затратами, связанными с необходимостью строительства дорогостоящих газоперерабатывающих мощностей и др. Следует отметить, что освоение Астраханского ГКМ осуществляется на базе технических решений, разработанных в 1960-1970-е годы и являющихся на момент ввода месторождения в разработку и проектирования газохимического комплекса наиболее передовыми. Астраханский ГПЗ, сооруженный для переработки добываемого на Астраханском ГКМ сырья, и на сегодняшний день остается самым крупным[14] предприятием по объемам производимой серы в мире (около 5 млн.т/год).
На сегодняшний день в разработке находится центральная часть территории Астраханского ГКМ, которая включает шесть УППГ-1, 2, 3А, 4, 6 и 9 [14]. В настоящее время, несмотря на незначительные темпы разработки месторождения и накопленной добычи пластового сырья, на территории разбуренной зоны сформировались депрессионные воронки (в основном на территории УППГ 1 и 2), где пластовое давление уже равно или несколько ниже давления начала конденсации. Согласно действующему проекту разработки Астраханского ГКМ прогнозируется постепенное снижение газоконденсатного фактора, уже начиная с 2016 г, что говорит о крайней актуальности разработки и реализации альтернативных технико-технологических решений, позволяющих минимизировать пластовые потери углеводородной части пластового сырья.
Прогнозная компонентоотдача Астраханского газоконденсатного месторождения при сохранении реализованной системы разработки
Как известно, конечная компонентоотдача месторождения определяется величиной давления забрасывания, то есть моментом, когда последующая добыча сырья будет экономически не обоснована. Выполненные автором исследования показывают, что давление забрасывания будет определяться несколькими факторами: - техническими возможностями обеспечения устьевого давления на эксплуатационных скважинах достаточного для транспортировки добываемого сырья для его переработки, с учетом имеющихся технологических ограничений; - достижением минимального рентабельного дебита эксплуатационной скважиной, ниже которого дальнейшая добыча сырья будет экономически не выгодна.
Существующая система сбора и переработки пластового сырья подразумевает необходимость обеспечения минимального давления на входе газоперерабатывающего завода на уровне 7 МПа. В зависимости от территориального расположения добывающих скважин минимальное давление на входе ДКС при этом составит: - от 2,2 до 2,8 МПа при использовании одноступенчатой системы компримирования со степенью сжатия 3,2; - от 0,3 до 0,5 МПа при использовании двухступенчатой системы компримирования со степенью сжатия 3,2 каждая. Дальнейшее повышение степени компримирования пластового сырья нецелесообразно в силу экспоненциального повышения мощностей ДКС. Минимальный технически возможный дебит скважин, обеспечивающий вынос добываемого сырья на дневную поверхность, оценивается на уровне 50 тыс.м3/сут, а минимальный рентабельный дебит, в зависимости от уровня цен на производимую продукцию, примерно от 100 до 200 тыс.м3/сут. На рисунке 2.1 приведены результаты оценки давления забрасывания в зависимости от степени компримирования пластового газа и минимального дебита.
Результаты исследований фазового поведения пластовой смеси Астраханского газоконденсатного месторождения
Данные по десятиградусным фракциям использовались для определения состава жидких углеводородов по фракциям единого карбонового числа (SCN) [26]. В соответствии с концом кипения при фракционировании разбивка проводилась до фракции C38, характеризующейся средней температурой кипения в 508оC, а остаток был отнесен к обобщенной фракции С39+. Тем самым был получен детализированный состав пластового газа, где сероводород, углекислый газ и углеводородные компоненты до пентанов представлены реальными компонентами, углеводороды до С38 – фракционными псевдокомпоентами, а вышекипящие углеводороды объединены в остаток. На рисунке 4.3 представлено распределение мольных долей фракций SCN(single carbon number). Как видно из рисунка, для фракций выше С10 характерна линейная зависимость логарифма мольной доли от номера фракции. lg(ZCn) = A + B n, (4.1) где ZCn – мольная доля углеводородов группы, Cn; n – номер фракции. Для уточнения модели остаток С39+ был разбит по линейной зависимости до С80 с учетом молекулярного веса и плотности [27], и полученный состав перегруппирован с целью уменьшения числа компонентов – углеводороды выше С7+ были разбиты на 24 компонента (дальнейшее увеличение числа компонентов не влияло на результаты расчета).
Для расчетов термодинамических свойств пластового газа было выбрано уравнение состояние Пенга-Робинсона с учетом поправки на мольную плотность жидких углеводородов [28]. Это уравнение состояния поддерживается симуляторами и часто используется для построения композиционных моделей. Критические свойства псевдокомпонентов и ацентрический фактор определялись по зависимостям от молекулярного веса и плотности, рекомендованным по исследованиям К. Педерсон и др. [29].
Для анализа фазового поведения флюидальной системы были обобщены данные по экспериментальному изучению сверхсжимаемости, вязкости и дифференциальной конденсации пластового газа Астраханского ГКМ [21, 23, 24].
Данные по пластовым потерям конденсата представлены на рисунке 4.4. При давлении максимальной конденсации насыщенность по жидкости варьируется от 4.5 до 5.5 %, кроме исследования по скважине 73, при котором было увеличено начальное конденсатосодержание, что привело к более высоким показателям насыщенности.
Для дальнейшего сравнения с результатами расчета и регрессии по свойствам компонентов было принято решение об использовании данных по исследованию пластового газа по рекомбинированным пробам, полученным на входном заводском сепараторе У-271, так как состав исследованного газа был наиболее близок к среднему по месторождению.
Распределение мольных долей фракций (SCN) в составе пластового газа Астраханского ГКМ [26] Рисунок 4.4 - Дифференциальная конденсация пластовых газов
Астраханского ГКМ Обобщенные данные по вязкости (с учетом оценок по различным методикам) и сверхсжимаемости пластового газа [25] приведены на рисунках 4.5 и 4.6. Предварительные результаты расчета показали значительное расхождение в давлении начала конденсации пластовой и модельных смесях (рисунок 4.7). Поэтому было принято решение об адаптации критических свойств и ацентрического фактора фракций путем регрессии к экспериментальным данным с ограничением в 20 % на возможное изменение свойств в соответствии с рекомендациями, предложенными П. Кристенсоном [30]. 0. 12 -0.1 -0.08 - 0.06 -0.04 -0.02 і л "" r 1 _ 20 30 40 50 60Давление, МПа
Проведенная регрессия позволила значительно улучшить описание процесса дифференциальной конденсации. Однако изменение свойств высокомолекулярных компонентов мало повлияло на сверхсжимаемость, и отклонение для начальных пластовых условий практически не изменилось, хотя осталось небольшим - порядка 5 %. Так как для адаптации сверхсжимаемости необходима корректировка свойств чистых компонентов или их мольных долей, было решено оставить текущую компонентную модель, ввиду малого отклонения от экспериментальных данных и незначительного влияния сверхсжимаемости на прогнозирование фазового поведения пластовой системы. Стоит отметить, что при подсчете запасов Астраханского ГКМ также используется значение сверхсжимаемости ниже экспериментально определенных величин – 1,228 при 61,06 МПа.
Распределение сверхсжимаемости, критических температур, давлений и ацентрического фактора представлено на рисунках 4.8 – 4.11. В случае закачки ниже давления начала конденсации становится актуальным вопрос о возможности растворения закачиваемым агентом выпавшего ретроградного конденсата. Свойства ретроградного конденсата (жидкой фазы в пластовых условиях) отображены на рисунках 4.12 – 4.14.
Термогидродинамическое моделирование процессов закачки
Несмотря на сопоставимые показатели дополнительной добычи конденсата, рассмотрение эффективности закачки с точки зрения удельной добычи конденсата, отнесённой к единице закачки газа, свидетельствует о снижении компонентоотдачи пласта с увеличением объемов закачиваемого агента. Так вариант 4, предусматривающий наибольшие объемы закачки характеризуется не только наименьшей эффективностью с точки зрения удельной добычи, но и не значительно уступает варианту 5 в конечной конденсатоотдачи.
Таким образом, повышение конденсатоотдачи не следует напрямую связывать с ростом пластового давления и количеством закачиваемого агента. Хорошо видно, что наиболее эффективный с точки зрения суммарной добычи конденсата вариант 5 не характеризуется максимальным давлением. Очевидно, что наиболее рациональные объемы закачки должны определяться по результатам технико-экономической оценки, учитывающей как выгоды от дополнительно добытого УВС, так и связанные с этим затраты. При этом, учитывая, что выделить наиболее эффективный агент закачки между CO2 и CO2+H2S по итогам гидродинамического моделирования не представляется возможным, то окончательный выбор агента для закачки возможен только с учетом экономической составляющей (затраты на подготовку агента к закачке, его товарной стоимости и т.д.).
В заключение следует отметить, что выполненные оценки с привлечением гидродинамического симулятора однозначно свидетельствуют о технологической эффективности применения ППД на Астраханском ГКМ. Однако экономическая целесообразность реализации закачки может быть установлена только с привлечением аппарата технико-экономического анализа, результаты которого приводятся в следующей главе.
В целом по главе 4 можно сделать следующие выводы: - из всех рассмотренных агентов наименьшую технологическую эффективность имеет вариант обратной закачки газа сепарации в пласт; - воздействие на пласт, как диоксидом углерода, так и смесью кислых компонентов позволяет существенно увеличить конечную конденсатоотдачу и газоотдачу зоны воздействия за одинаковый период эксплуатации; - с увеличением компенсации отбора относительная эффективность, выраженная в дополнительной добыче конденсата, отнесенная к объемам закачки, падает, а следовательно требуется оптимизация объемов закачки с технико-экономических позиций. - накопленная добыча конденсата в вариантах закачки диоксида углерода и смеси кислых компонентов практически не отличаются. - для всесторонне обоснованного решения вопроса о целесообразности реализации процесса закачки необходима более детальная проработка с привлечением аппарата технико-экономического анализа. 5 Обоснование способа повышения компонентоотдачи башкирской залежи Астраханского газоконденсатного месторождения путем закачки в пласт кислых газов Обоснование выбора агента закачки для реализации системы поддержания пластового давления на Астраханском газоконденсатном месторождении
Как было показано в предыдущий главе, обратная закачка в продуктивный пласт Астраханского ГКМ неуглеводородных компонентов пластовой смеси в потенциале позволяет существенно повысить его углеводородоотдачу. При этом в качестве наиболее перспективных выделены два агента для закачки диоксида углерода и его смесь с сероводородом. Проведённые расчеты процесса закачки с использованием секторной трехмерной гидродинамической модели Астраханского ГКМ не выявили технологического преимущества какого-либо из рассмотренных агентов. На последующем этапе окончательное обоснование рекомендуемого агента закачки выполняется с учетом экономических критериев. Для облегчения задачи определения наиболее перспективного агента для закачки без проведения трудоемких технико-экономических оценок и расчетов технологических показателей на полномасштабной трехмерной гидродинамической модели месторождения, был проведен сравнительный финансово-экономический анализ выделенных компонентов.
В главе 3 показано, что товарная ценность диоксида углерода равна нулю. Этот компонент никак не используются при производстве товарной продукции, а только выделяется из пластовой смеси и выпускается в атмосферу. Сероводород используется для производства газовой серы, реализация которой в среднем за прошедшие 10 лет обеспечила примерно 5 % выручки от всей товарной продукции, полученной на базе пластового сырья Астраханского ГКМ. В то же время среднестатистическая цена на серу значительно (порядка двух раз) ниже себестоимости ее производства. По сути, отказ от производства серы только повышает экономическую эффективность разработки месторождения.
Анализ реализованной на Астраханском газовом комплексе производственной цепочки (рисунок 5.1) показывает, что наиболее просто и дешево организовать закачку всех кислых газов. В этом случае, получаемые после установок аминовой очистки кислые газы направляются не на установки производства серы, а на компрессорные установки, после которых транспортируются в жидком виде до нагнетательных скважин, где они дожимаются с помощью устьевых насосов до требуемого давления и закачиваются в пласт. В результате реализации такой схемы, с одной стороны, получаем с минимальными затратами агент для закачки, с другой значительно сокращаем эксплуатационные затраты связанные с производством газовой серы. В случае же строительства новых мощностей происходит также значительная экономия капитальных затрат, связанных как собственно с производством серы, так и с очисткой хвостовых газов от загрязняющих атмосферу веществ, количество которых строго лимитировано законодательством.