USD 71.2298

+0.35

EUR 80.2689

-0.14

BRENT 43.27

0

AИ-92 43.21

0

AИ-95 47.33

+0.05

AИ-98 52.88

+0.01

ДТ 47.78

0

17 мин
1027
0

Применение технологии обратной закачки газа в пласты Ю2-6 Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения

В статье детально обоснована обратная закачка газа в пласты Ю2-6 Новопортовского НГКМ севера Западной Сибири.

Учитывая опережающее формирование внутриконтурного заводнения при разработке нефтяной оторочки базового объекта Ю2-6, во избежание оттеснения нефти в газовую часть, необходимо поддерживать давление в газовой шапке на начальном уровне. Для этого целесообразно возвращать прорывной газ обратно в пласт. Такое решение позволит исключить альтернативные варианты, каждый из которых имеет существенные недостатки или ограничения, максимально используя прорывной газ для регулирования разработки залежей углеводородов.

Имеющиеся анализы устьевого и пластового газа Новопортовского месторождения показывают, что газ газовых, газонефтяных и газоконденсатно-нефтяных залежей является в основном метановым.

Концентрация метана в устьевом газе изменяется от 86,88 до 98,643, в пластовом газе – от 85,60 до 91,38 % мольных. Суммарное содержание этана, пропана, бутанов в устьевом газе варьирует от 0,21 до 11,92 %, в пластовом – от 4,50 до 11,74 % мольных. Содержание в устьевом газе компонентов С5+в изменяется от 0,043 до 0,330, в пластовом газе – от 0,96 – до 1,53 % мольных. В газе присутствуют неуглеводородные компоненты – СО2, N2, Не, Аr, Н2. Суммарное содержание в устьевом газе неуглеводородных компонентов изменяется от 1,100 до 2,155, в пластовом – от 0,780 до 3,130 % мольных. Относительная плотность устьевого газа изменяется от 0,5630 до 0,6492, пластового газа – от 0,6345 до 0,6794.

Концентрация метана в растворенном в нефти газе (устьевые пробы) изменяется от 87,699 до 90,651, суммарное содержание этана, пропана, бутанов – от 7,304 до 12,772 % мольных. Содержание компонентов С5+В изменяется от 0,100 до 1,090, суммарное содержание неуглеводородных компонентов (СО2, N2, Не, Аr, Н2) – от 1,422 до 3,818 % мольных. Относительная плотность газа изменяется от 0,6244 до 0,6597.

Плотность растворенного газа (глубинные пробы), полученного при однократном разгазировании, изменяется от 0,7420 до 0,8380, при ступенчатом разгазировании – от 0,6410 до 0,7310.

Для закачки в продуктивный пласт газ компримируется, проходит через соответствующее оборудование. Для безаварийной работы компрессорного и промыслового оборудования, в своем составе газ не должен содержать агрессивных компонентов. К разрушению компрессорного и промыслового оборудования приводят высокие концентрации углекислого газа, сероводорода, кислорода. Вред компрессорному оборудованию также наносит присутствие в газе воды и механических примесей.

ОАО «Газпром» установлены требования к подготовке газа (СТО Газпром 2-3.5-230-2008), предусматривающие концентрацию в нем углеводородных и неуглеводородных компонентов, механических примесей. Данные требования отвечают ОСТ 5140 и ГОСТ 5542.

Учитывая объемы добычи углеводородов в первый период времени, состав добываемого прорывного газа (устьевые пробы пластов Ю2-6) к закачке подготовленного газа в пласт рекомендуется объект Ю2-6.

Состав газа для закачки (после компрессорной станции) приведен в таблице 1. 

ТАБЛИЦА 1. Состав газа для закачки в пласты Новопортовского месторождения

Компоненты, % моль

Относит. плотность газа

Тпкр, 0К

Рпкр, МПа

СН4

С2Н6

С3Н8

4Н10

4Н10

С5+В

СО2

N2

0,6275

203,79

4,61

89,687

5,768

2,126

0,545

0,512

-

0,723

0,639


При обратной закачке газа в скважины в приустьевом оборудовании могут возникнуть условия для формирования гидратов.

Гидраты газов представляют собой слабосвязанные кристаллические химические соединения углеводородов и воды, в которых молекулы газа при определенных температурах и давлениях заполняют структурные пустоты кристаллической решетки молекул воды, т.е. молекулы газа встраиваются в каркас молекул воды. Следовательно, гидраты могут формироваться только при наличии влаги в составе газа (даже небольшого её количества), определенных термобарических условиях (сочетания низкой температуры и высокого давления) и наличии гидратообразующего вещества в составе смеси.

Газ, поступающий из скважин, всегда содержит влагу в жидкой и паровой фазе. Влагосодержание газа является важнейшим параметром, в значительной степени определяющий технологический процесс добычи, сбора и подготовки газа. Для удаления влаги из газа широко используют осушку (т.е. удаление водяных паров) как способ снижения вероятного проявления гидратообразования. При качественной многоступенчатой осушке газа, т.е. при полном исключении свободной капельной воды, формирования гидратов газов невозможно.

Исходя из данных состава газа, закачиваемого в скважины (таблица 1) Новопортовского месторождения, были рассчитаны давления и построены равновесные кривые гидратообразования (рисунок 1) по нескольким методам, имеющим место в мировой практике. Сравнительные показатели приведены в таблице 2.

ТАБЛИЦА 2. Равновесное давление гидратообразования закачиваемого газа

 

Метод

Температура, 0С

0

5

10

15

20

25

30

Давление, МПа

Пономарев

0,78

1,45

2,70

5,03

9,37

17,71

33,00

Макогон-Схаляхо

0,87

1,57

2,92

5,60

11,10

23,03

48,64

Макогон-Схаляхо (м)

0,83

1,32

2,92

4,80

10,97

28,64

57,01

Методы Г.В. Пономарева и Макогона-Схаляхо основаны на универсальных эмпирических формулах, полученных на основе обработки экспериментальных данных по условиям гидратообразования природных газов различного состава и в определенной степени учитывающих влияние состава газа. О.В. Калашников (Институт газа НАН Украины, Киев) модифицировал формулу Макогона-Схаляхо (м) и получил результаты, имеющие меньшие отклонения от экспериментальных данных. В зарубежной практике для определения параметров гидратообразования используют метод Катца, основанный на использовании констант равновесия системы газ-вода-гидрат. 


РИС. 1. Равновесные кривые гидратообразования закачиваемого газа

Графики равновесных кривых гидратообразования в пределах температуры 10 0С и давления 25 МПа практически совпадают по своим значениям. При увеличении температуры и давления имеют небольшие расхождения между собой, что соответствует допустимым погрешностям.

По рекомендуемому варианту закачки газа в пласты Ю2-6 фактический диапазон давлений нагнетания газа на устье находится в пределах 25 МПа. В данном случае температура гидратообразования составит до 30 0С.

По данным ЗАО «РусГазИнжиниринг» (письмо № 01226-13 от 22.02.2013 г.) прогнозная температура на устье нагнетательных скважин Новопортовского месторождения определена на уровне 35-36 0С, что превышает температуру образования кристаллогидратов. В соответствии с графиками равновесных кривых гидратообразования при поддержании устьевых температур выше 30 0С и максимального давления закачки газа на уровне 27,5 МПа, принятом по протоколу № ТП/28 от 29.04.2013 г., учитывая подготовку газа путем осушки, в приустьевом оборудовании гидраты образовываться не будут.

Однако в период подготовительных работ, пуска скважин в эксплуатацию, изменения технологических режимов приустьевого и наземного оборудования (ДКС и др.) из-за перепада давлений на устье и сезонных колебаний температуры окружающей среды (зима-лето), возможно повышение содержания паров воды в газе и, следовательно, возникновение условий гидратообразования.

В настоящее время существует несколько способов предупреждения и предотвращения образования гидратов:

  • понижение давления ниже давления гидратообразования при заданной температуре;

  • поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования при заданном давлении с помощью подогревателей, теплоизоляции оборудования и подбора режима эксплуатации, обеспечивающего оптимальную температуру газового потока;
  • понижение точки росы паров воды в газовом потоке ниже рабочей температуры (осушка газов);
  • ввод в газовый поток различных веществ (ингибиторов), понижающих температуру гидратообразования.

Снижение давления путем постепенного стравливания приводит к разложению гидратов. Этот метод дает эффект при положительных температурах образования гидратов, при отрицательных температурах результат слабо выражен или отсутствует.

На изменение температуры образования гидратов влияют: состав газа, чистота воды, турбулентность, наличие центров кристаллизации и т.д. Предупреждение образования гидратов методом подогрева газа заключается в том, что при сохранении давления в системе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. Эффективен также локальный подвод тепла к элементам технологического оборудования или размещение оборудования в отапливаемых помещениях. Данный способ достаточно результативен в борьбе и предупреждении образования гидратов, хотя и требует значительных капиталовложений.

Основываясь на опыте разработки месторождений в условиях Крайнего Севера Западной Сибири и низких температурных показателей, наиболее продуктивным методом поддержания безгидратного режима оборудования является ввод ингибиторов в смесь флюида. Ингибиторы, введенные в поток газа, содержащего влагу, частично поглощают водяные пары, переводя их вместе со свободной водой в раствор, который либо совсем не образует гидратов, либо образует их при температурах ниже температуры гидратообразования.

В качестве ингибиторов применяют метанол, растворы этиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, хлористого кальция.

Для существующих условий Новопортовского месторождения в качестве рекомендуемого варианта для предупреждения и борьбы с образованием гидратов предлагается ввод метанола в газовую смесь, для чего необходимо предусмотреть строительство метанолопровода. Также рекомендуется рассмотреть предложения об использовании регулятора давления газа РДУ-Т с теплогенератором (завод ОАО «Старорусприбор»), сконструированного специально для предотвращения гидратообразования. 

При сооружении и эксплуатации ВПХГ в зависимости от горно-геологических и геолого-физических характеристик пласта и флюидов могут возникать различного рода сложности (опасность ухода или прорыва газа за пределы структуры, образование высоких репрессионных воронок пластового давления и т.д.). Поэтому решающим фактором при обосновании темпов закачки и объемов хранения газа в ВПХГ является допустимое давление нагнетания газа.

Согласно таким требованиям, давление на забое скважины не должно превышать сдерживающее горное давление пласта, в противном случае это приводит к образованию трещин ГРП.

Впервые в работе «Деформация горных пород» Ю.П. Желтовым была решена задача оценки прочности геологических структур, включающая определение предельно допустимого давления нагнетания с точки зрения недопущения образования вертикально направленных трещин ГРП в глинистой покрышке [1].

На основании уточнения теории Ю.П. Желтова разработана модель Симонсона (E.R. Simonson) для расчетов максимально допустимых давлений нагнетания. Модель применима к геологическим объектам хранения, представленным разными парами литотипов горных пород, и позволяет получить значения, адекватные данным мирового опыта проведения ГРП [2].

При расчете максимально допустимого давления нагнетания газа в пласт принимался ряд допущений:

  • в призабойной зоне скважины имеется естественная трещина, пронизывающая коллектор и покрышку;

  • однородный коллектор толщиной hкол перекрыт сверху и снизу покрышками толщиной hпокр;

  • давление от стенки скважины до контура ее питания принимается постоянным и равным Pпл.

Таким образом, принимая во внимание принятые допущения, можно сделать вывод о дополнительном технологическом запасе при определении максимально допустимого давления нагнетания газа. Так, например, при наличии в пласте-коллекторе пропластков неколлекторов, расчетное максимально допустимое давление будет ниже фактического давления раскрытия трещины [3, 4]. Это объясняется просто, поскольку давление раскрытия трещины в пропластках неколлекторов чаще всего выше, чем в коллекторах, такие пропластки будут создавать дополнительный барьер для распространения трещин.

Геолого-физическая характеристика пластов Ю2-6 представлена в таблице 3. 

ТАБЛИЦА 3. Геолого-физическая характеристика объектов для закачки газа Новопортовского месторождения

Параметры

Значения

Ю2-6

Средняя глубина залегания пласта, м

1 967

Пористость, д. ед.

0,18

Коэффициент сжимаемости пор, 10-4*1/МПа

4,56

Коэффициент сжимаемости породы, 10-4*1/МПа

0,4

Пластовое давление, МПа

20,1

Эффективная газонасыщенная толщина, м

14,7

Суммарная толщина покрышки, м

63,7

Коэффициент Пуассона для коллекторов, д. ед.

0,23

Коэффициент Пуассона для покрышки, д. ед.

0,4

В таблице 4 приведены данные расчетов максимально возможного и рекомендуемого забойного давления и боковых горных давлений пласта-покрышки и пласта-коллектора. Полученные результаты хорошо согласуются с данными мирового опыта проведения ГРП. Так, для ПХГ на Карашурском, Калужском, Щелковском, Полторацком и других месторождениях [5-7] коэффициент превышения максимально допустимого давления нагнетания над начальным пластовым изменяется в диапазоне 1,17-1,64, для пластов Новопортовского месторождения полученные значения составили: 1,31 – для пластов Ю2-6.

ТАБЛИЦА 4. Расчетные данные по максимальному забойному давлению и боковым горным давлениям пласта-покрышки и пласта-коллектора, а также коэффициент превышения над Pначпл

Пласт

Ю2-6

Начальное пластовое давление, MПa

20,1

Максимальное забойное давление, МПа

26,4

Коэффициент превышения над начальным пластовым давлением, д. ед.

1,31

Боковое горное давление пласта-коллектора, МПа

20,7

Боковое горное давление пласта-покрышки, МПа

26,9


Также для оценки справедливости расчетов максимально допустимое забойное давление должно быть не выше бокового горного давления покрышки и не ниже бокового горного давления пласта-коллектора. В нашем случае это условие выполняется.

ТАБЛИЦА 5. Характеристика дебитов газовых скважин, полученных по результатам испытаний в разведочных и эксплуатационных скважинах


Параметры

Ю2-6

Дебит скважин, тыс. м3/сут

Абсолютно свободный дебит, тыс. м3/сут

Диапазон изменения

13,0-246,6

19,3-500,9

Среднее значение

119,8

238,6

Кол-во скважин

14

14

Расчеты проведены как для вертикальных скважин, так и для горизонтальных, с длиной горизонтального ствола от 100 до 1 000 м, с шагом 100 м.

По результатам определения приемистости рассчитывалось количество скважин, необходимых для закачки добываемого в период 2017-2020 гг. газа обратно в пласт. Максимальный уровень обратной закачки газа составит 1,11 млрд м3 для объекта Ю2-6.

Зависимость приемистости скважины от длины горизонтального участка ствола по пластам НП2-3, НП4, Ю2-6 представлена на рисунке 2.


РИС. 2. Зависимость приемистости скважины от длины горизонтального участка ствола

Исходя из расчетов, при длине ГС до 400 м приемистость прирастает значительно (от 10 до 30 %), а при длине ГС в 600 м и более прирост составляет от 0,1 до 1,0 %.

Таким образом, для закачки добытого газа обратно в пласт в период 2017-2020 гг., на пласт Ю2-6 планируется пробурить 25 скважин.

 Одной из важнейших задач на всех стадиях разработки месторождения является сокращение затрат на добычу, подготовку, а также транспорт добываемой продукции. Процесс освоения Новопортовского месторождения предполагает организацию технологии компрессорного нагнетания газа в пласт. В этой связи снижение энергозатрат при разработке месторождения является актуальной задачей.

Необходимо отметить, что коэффициент полезного действия компрессорной установки определяется технологическим режимом работы газонагнетательных скважин и зависит от многих факторов, в том числе от конструктивных особенностей строения эксплуатационных скважин. В зависимости от использования типоразмера лифтовых колонн, установленных в нагнетательных скважинах, изменяется величина потерь давления при движении газа в стволе, следовательно снижается или увеличивается давление нагнетания газа на устье, что приводит к изменению параметров работы поверхностного оборудования.

Согласно техническим требованиям на проектирование компрессорной установки для закачки газа в пласт на рассматриваемом месторождении, рабочей средой является осушенный отбензиненный природный газ, что определяет однофазное, газообразное состояние закачиваемой смеси в рабочем диапазоне величин температуры и давления. В этом случае потери давления за счет эффектов проскальзывания жидкой и газовой фазы отсутствуют. Поэтому основными параметрами, влияющими на расчет устьевого давления, являются силы гравитации (гидростатическое давление) и потери на трение.

В работе рассмотрено несколько вариантов прогноза устьевого давления по нагнетательным скважинам с учетом изменения основных геолого-технологических показателей при закачке газа – пластового давления, репрессии, приемистости, геометрии скважин и диаметров лифтовых труб – согласно запроектированной конструкции нагнетательных скважин.

Исходные данные для расчёта устьевого давления газонагнетательных скважин Новопортовского месторождения представлены в таблице 6.

Согласно проведённым расчётам, для обеспечения максимальной приёмистости газонагнетательных скважин (381 тыс.м3/сут для пласта Ю2-6), в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, устьевое давление для каждого из пластов будет соответствовать значениям в таблице 7.

ТАБЛИЦА 6. Исходные данные для расчета устьевого давления нагнетательных скважин Новопортовского месторождения

Объект

Ю2-6

Глубина спуска НКТ (абс. отм), м

2031

Забойное давление, МПа

26.4

Репрессия, МПа

6.3

Пластовое давление, MПa

20.1

Приемистость, тыс.м3/сут

381

Устьевая температура, оС

35

Пластовая температура, оС

61


 
ТАБЛИЦА 7. Рекомендуемые значения устьевых давлений газонагнетательных скважин в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны

Значения диаметров

Ю2-6

Диаметр НКТ 89 мм

37,1 МПа

Диаметр НКТ 114 мм

24,9 МПа

Диаметр НКТ 127 мм

24,1 МПа

Диаметр НКТ 146 мм

23,3 МПа

Диаметр НКТ 168 мм

22,8 МПа

Диаметр НКТ 178 мм

22,7 МПа

Аномально высокое давление нагнетания при использовании насосно-компрессорных труб диаметром меньше 114 мм обусловлено возникновением в столе скважины дополнительных гидравлических потерь давления на преодоление сил трения, в этом случае применение НКТ представленного диаметра нецелесообразно.

Параметры работы скважин, в которых предусмотрен спуск лифтовых труб диаметром от 114 до 178 мм, можно считать удовлетворительными. Скорость движения газового потока в период максимальной приемистости по пластам НП2-3 и НП4 составит 13,1 м/с и 16,5 м/с соответственно. Необходимо отметить, что распределения давления в скважинах, оборудованных НКТ диаметром 168, 178 мм имеют одинаковый характер, расхождения по расчетным данным минимальные, к примеру, устьевое давление нагнетания газа в пласт НП4, в случае применения лифтовой колонны 168 мм, отличается против использования компоновки диаметром 178 мм не более, чем на 1,5 %. В этой связи спуск труб меньшего диаметра (168 мм) по экономическим и технологическим соображениям будет предпочтительнее.

Рекомендуемые параметры работы газонагнетательной скважины представлены в таблице 8.

ТАБЛИЦА 8. Основные технологические параметры работы газонагнетательных скважин

Технологические параметры

Ю2-6

Dнкт, мм

168

Руст, МПа

22,8

Рзаб, МПа

26,4

Qгаза, тыс. м3

381


Основные выводы и рекомендации

Учитывая объемы добычи углеводородов в первый период времени, состав добываемого прорывного газа (устьевые пробы пластов Ю2-6) и геологические особенности пласта коллектора к закачке подготовленного газа в пласт рекомендуются пласты Ю2-6.

Исходя из данных состава газа, закачиваемого в скважины Новопортовского месторождении, температуры соответствующих пластов и модели Симонсона (E.R. Simonson) для расчетов максимально допустимых давлений нагнетания, были рассчитаны максимальные забойные давления, при работе на которых не происходит гидратообразования: для газонагнетательных скважин, вскрывающих горизонт – пласт Ю2-6 – 24,9 МПа.

На основе зависимости приемистости скважины от длины горизонтального участка ствола, а также промысловых испытаний скважин была определена длина горизонтального участка ствола скважины – 500 м и максимальная величина приёмистости газовой нагнетательной скважины: для пласта Ю2-6 – 381 тыс. м3.

 С целью определения режима работы газонагнетательных скважин с учетом изменения геолого-технологических параметров (приемистость, репрессия, пластовое давление и др.), проведены расчеты для определения устьевого давления гозонагнетательных скважин. Таким образом, для пласта Ю2-6 устьевое давление составило – 22,8 МПа.

 

Литература

  1. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений, РД 153-39.0-047-00. Минтопэнерго РФ, Москва, 2000 г.

  2. Методические указания по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологические модели). ОАО «ВНИИОЭНГ» Москва, 2002 г.
  3. Грачев С.И., Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений (учебное пособие с грифом УМО вузов РФ по НГО). Тюмень ТюмГНГУ. – 2009. – 240 с.
  4. Грачев С.И., Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений (учебное пособие с грифом УМО вузов РФ по НГО). Тюмень ТюмГНГУ. – 2009. – 380 с. (ч. 2.).
  5. Грачев С.И., Черняев А.В., Шпуров И.В. Cовершенствование разработки коллекторов юрских отложений // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2012. – № 4. – С. 53-57.
  6. Стрикун М.М., Грачев С.И., Стрикун С.М., Кашуба А.В. Проектирование систем разработки горизонта ЮС2 месторождений Сургутского свода // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 11.– С. 20-23.
  7. Сохошко С.К., Грачев С.И. Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта // патент на изобретение RUS 2176021 11.06.1998.





Статья «Применение технологии обратной закачки газа в пласты Ю2-6 Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№6, Июнь 2018)

Читайте также
Система Orphus